二类油层聚合物驱方案优选

曲晗 （中石油大庆油田分公司第三采油厂第二油矿,黑龙江 大庆 163000）

目前，大庆油田已进入开发末期，产量有不同程度的递减，而新增储量又增加越来越缓慢，并且勘探成本和难度也越来越大，而三次采油新方法是目前为止能够达到这一要求的技术，因此对整个石油工业有着举足轻重的作用[1]。20世纪80年代初，大庆油田开展了以聚合物驱为重点的三次采油科技攻关[2]。聚合物驱油在宏观上，主要靠增加驱替液粘度，降低驱替液和被驱替液的流度比，从而扩大波及体积；在微观上，聚合物由于其固有的粘弹性，在流动过程中产生对油膜或油滴的拉伸作用，增加了携带力，提高了微观洗油效率[3]。

大庆油田二类油层是指河道砂和有效厚度大于1m的非河道砂[4]，其有效渗透率下限为0.1um2[5]。N区块聚驱实验区为二类油层，大面积分布中低渗透层。聚合物驱数值模拟研究的内容主要有：模型的建立、水驱历史拟合、聚合物方案优选及效果预测[6-7]。为提高二类油层聚合物驱采收率，笔者通过应用油藏数值模拟法，对实验区建立精细地质模型，用数值模拟器进行水驱历史拟合，重复计算不同开发方式的开发过程，研究二类油层聚合物合理的注入参数，如注入速度、注入聚合物的分子量、注入浓度等，优选出最佳的矿场注入方案，并进行效果预测[8]。

1 实验区概况

实验区位于N区块北起二排南至三排，南北跨度445m，东西跨度483m，共有油水井13口其中注入井4口，采出井9口，中心采出井1口，目的层为PⅠ5-7、PⅡ1-3油层。实验区采用五点法面积井网，注采井距在145-201m之间，平均砂岩厚度13.3m，有效厚度6.0m，有效渗透率241×10-3μm2。试验区控制面积0.24km2，孔隙体积39.88×104m3，地质储量18.77×104t。中心井区平均砂岩厚度12.5m，有效厚度6.2m，有效渗透率310×10-3μm2，含水饱和度为48.2%。中心井区控制面积0.06km2，孔隙体积8.88×104m3，地质储量4.26×104t。

实验区目的层PⅠ5-7、PⅡ1-3油层以三角洲内、外前缘相沉积为主，油层发育类型为正韵律和符合韵律油层。油层纵向上可分为8个沉积单元。

2 精细模型的建立

采用Schlumberger公司的Petrel软件建立N区块试验区地质模型。实验区块精细地质模型的建立包括建立三维构造模型，沉积相模型，属性模型。

模型在水平面采用20×20m的网格，确定出X方向划分65个网格，Y方向划分53个网格，网格基本是矩形均匀角点网格。垂向以对比出的小层为主，根据精细地质研究成果将储层划分了138个小层。

在三维构造模型基础上，以精细地质研究成果—沉积相带图数字边界为约束条件，建立沉积相的三维分布模型[9]。实验区块沉积相主要包括尖灭、河道、主体薄层砂、非主体薄层砂、表外。

图1 试验区三维构造模型

图2 试验区沉积相模型

储层属性参数主要包括孔隙度、含油饱和度、渗透率。利用试验区测井资料，采用相控建模技术，建立试验区块属性模型。如图3-6。

图3 目的层渗透率模型

图4 目的层孔隙度模型

3 水驱历史拟合

实验区块油藏为依靠人工注水补充能量开发的砂岩油藏，选用Eclipse2010模拟器，该模拟器是微机版三维黑油模拟器，与前期地质建模系统Petrel之间具有良好的数据接口，实现一体化无缝连接。

3.1 地质储量拟合

水驱历史拟合可调整的参数很多，针对不同的拟合对象，如：储量、油气水产量（含水率、气油比）、压力或生产压差等，调整的参数也有所不同[10]。其中，储量拟合是整个油气田历史拟合的重要一环，重点是核实三维地质模型、岩石流体物性、油气水分布特征与地质研究成果的一致性。

通过修改储层孔隙度、有效厚度等参数场，以提交的地质探明储量为基准，对数值模拟计算的储量进行了拟合，拟合地质储量为726.78万吨，实验区中部地质储量为718.73万吨，全油藏储量拟合误差0.69%，符合行业标准，说明地质模型较为可靠，可以作为历史拟合和后期动态预测的基础。

3.2 全区历史拟合

笔者研究收集整理N区块试验区投产1965年10月至2013年2月油井生产、注水数据，进行油藏数值模拟。依据“静态服从动态”的基本原则，通过开发指标历史匹配、参数调整步骤，不断修正试验区油藏储层属性（主要是渗透率）和流体分布模型。

在历史拟合过程中修改的油层物性参数主要包括：渗透率、孔隙度、流体饱和度、油层厚度、年度、体积系数、油、水、岩石或综合压缩系数、相对渗透率曲线以及单井完井资料如表皮系数、油层污染程度和井筒存储系数等[11-12]。

最终得到现有开发现状条件下试验区油藏预测模型。从拟合结果来看，各单元油藏指标拟合度较高，满足精度要求。如下图所示：

图5 试验区累积产油量拟合曲线

图6 试验区含水率拟合曲线

3.3 单井历史拟合

试验区模拟油水井83口，其中油井59口，水井33口，油井拟合51口，单井拟合平均误差小于10%，单井拟合精度符合度在85%以上。其中M井拟合曲线如下图。

图7 M井日产油拟合曲线

图8 M井含水拟合曲线

4 聚合物注入方案优选

聚合物分子量、浓度、速度、段塞大小等注入参数对聚合物驱油效果影响较大，应用数值模拟方法对上述各参数进行了优选，各个参数均在清配清稀基础上进行优选。

4.1 聚合物分子量的选择

聚合物分子量的高低直接影响聚合物驱的开采效果，同时聚合物分子量的选择还要受到油藏条件的限制，因此，在选择分子量时，要综合考虑聚合物分子量与油层的匹配关系[13-15]。主要针对试验区进行数值模拟，注聚方案为聚合物参数选择为浓度1000mg/L，段塞0.6PV，注入速度0.2PV/a时，研究聚合物分子量为1200-1600万、950-1200万、700-950万、500-700万的驱油效果。结果如图9。

从累产油来看，聚合物分子量越大，对应累产油越高，当分子量为1200-1600万时累产油达到3.75万吨；从含水来看，聚合物分子量越大，最低含水值越低，当分子量为1200-1600万时最低含水值为75.64%；从采收率提高幅度来看，700-950万比500-700万提高采收率0.76%，而950-1200万和1200-1600万提高的幅度值分别为：0.12%和0.13%，从采收率提高的幅度值来看700-950万分子量效果最好。综合考虑以上各因素，认为聚合物分子量为700-950万时效果最佳。

4.2 聚合物注入浓度的选择

注聚方案：聚合物参数选择为分子量700-950万，段塞0.6PV，注入速度0.2PV/a时，研究聚合物浓度为800mg/L，900mg/L，1000mg/L，1100mg/L，1200mg/L，1300mg/L 的驱油效果。数值模拟结果图10。

图9 不同聚合物分子量累产油对比

图10 不同聚合物浓度累产油对比

分析数值模拟结果可知：从累产油来看，聚合物浓度越大，对应累产油越高，当浓度为1300 mg/L时累产油达到3.78万吨；从含水来看，聚合物浓度越大，最低含水值越低，当浓度为1300 mg/L时最低含水值为75.69%；从采收率来看，聚合物浓度越大，提高采收率值越大；从提高采收率幅度来看，1100 mg/L采收率幅度值为0.52%，为采收率幅度提高最大值。综合考虑以上各因素，认为当聚合物浓度为1000mg/L-1200 mg/L时效果最佳。

4.3 聚合物段塞大小的选择

注聚方案：聚合物参数选择为分子量700-950万，浓度1100mg/L，注入速度0.2PV/a时，研究聚合物段塞为0.5PV，0.57PV，0.6PV，0.64PV，0.7PV的驱油效果。模拟结果图11。

从含水来看，聚合物段塞越大，含水下降幅度越大。不同聚合物段塞大小条件下计算得到的含水率都在相同时间达到最低值76.60%，之后含水率分别上升，且段塞越大，上升速度越慢，综合含水越低，但相差不大。从阶段采出程度上来看，注入的聚合物段塞越大，阶段采出程度越高。从阶段采出程度增幅来看，聚合物段塞为0.64PV时的增幅最大，0.6PV时的增幅最小。因而，对于聚合物段塞的优选主要从聚合物段塞对含水率的影响幅度以及对于阶段采出程度的提高幅度两个方面考虑，根据模拟结果，推荐0.57-0.64PV为最佳聚合物段塞。

4.4 聚合物注入速度的选择

注聚方案：聚合物参数选择为分子量700-950万，浓度1100mg/L，段塞0.64PV时，研究聚合物段塞为0.1PV/a，0.15PV/a，0.2PV/a，0.25PV/a，0.3PV/a的驱油效果。模拟结果图12。

从0.1PV/-0.2PV/a随着注入速度的增加，阶段采出程度增加，0.2PV/a是阶段采出程度最大，当注入速度大于0.2PV/a时，阶段采出程度随着注入速度增加而减小，根据模拟结果，推荐0.15-0.2PV/a为最佳聚合物注入速度。

图11 不同聚合物段塞大小累产油对比

图12 不同聚合物注入速度累产油对比

综上所述，此次对N区块实验区进行数值模拟后，得到的最优方案为聚合物分子量700-950万，聚合物注入浓度1100mg/L，注入速度0.2PV/a，注入段塞0.64PV。对最佳方案进行动态预测，结果如下图13-图14。

5 结语

5.1 通过实验区块精细地质模型的建立，对实验区地下构造，储层物性形成空间概念，为进行数值模拟奠定基础。建立了N区块实验区138个小层的构造模型，沉积相模型，通过相控建模建立相应的属性模型，实验区实际地质储量为718.73万吨，拟合地质储量为726.78万吨，全油藏储量拟合误差0.69%。

5.2 截止到2012年9月30日，数值模拟N区块中部试验区计算累积产油319.96万吨，与开发数据317.13万吨，相对误差仅0.75个百分点，模拟计算综合含水率为90.2%，较开发数据实际含水率89.24%，相对误差为仅为0.96个百分点。

5.3 从水驱历史拟合结果来看，各单元油藏指标拟合度较高，满足精度要求。单井拟合平均误差小于10%，单井拟合精度符合度在85%以上。

5.4 通过数值模拟法，对最佳方案进行优选，得到清配清稀最优方案为：聚合物分子量700-950万，聚合物注入浓度1100mg/L，注入速度0.2PV/a，注入段塞0.64PV。为现场实验提供理论最佳方案。

图13 清配清稀最佳方案累产油预测曲线

图14 清配清稀最佳方案含水预测曲线

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