聚合物驱提高采收率注入参数研究

秦磊斌，付　静

（1.中国地质大学资源学院，湖北武汉　430074；2.中国石油大学石油工程学院，山东青岛　266580）



聚合物驱提高采收率注入参数研究

秦磊斌1，付静2

（1.中国地质大学资源学院，湖北武汉430074；2.中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

摘要：聚合物驱是油田提高原油最终采收率的重要手段之一。结合孤岛油田的相关资料，利用油藏数值模拟软件CMG，建立聚合物驱模型，针对影响聚合物驱效果的三个重要参数：注入时机、注入速率以及注采比进行研究。通过改变三个参数，探究日产油量、日产水率以及原油最终采收率的变化规律。模拟结果表明，在合理的成本范围内，注入聚合物的时机越早越好；提高聚合物注入速率时，原油最终采收率有下降趋势；注采比为1时，驱油效果达到最佳，对实际生产起到积极的指导作用。

关键词：聚合物驱；采收率；CMG；注入时机；注入速率；注采比

随着注水开发技术的应用，油田的整体含水率不断提高，但原油最终采收率依然较低。为了提升原油最终采收率，各大油田积极研究，并且确定了在经济上切实可行的提高原油最终采收率的聚合物驱方法。聚合物驱是指在油气田开发过程中，将相对分子质量较大的聚合物溶于水中并且注入油藏，使聚合物溶液成为一种新的驱替相的驱替方法［1-4］。然而随着聚合物驱技术的发展，也出现了一些问题，比如聚合物溶液的注入时机、注入速率以及注采比对聚合物驱所产生的影响。利用油藏数值模拟软件CMG建立地质模型，结合孤岛油田的资料，通过改变注入井的条件，总结出不同的注入时机、注入速率和注采比对聚合物驱所产生的影响，其目的是找出提高原油最终采收率的方法。

1　数值模拟部分

1.1模型油藏描述

利用CMG数值模拟软件建立地质模型，选择stars模型。参考典型的聚合物驱实际井网以及孤岛油田的中一区Ng-3的聚合物驱实验，建立地质模型（见图1）。

图1　聚合物驱地质模型

（1）平面网格为21×11，I方向上21×30，J方向上11×30，总网格数为924，注采井距接近250m。平面上采用五点法井网，纵向上分为四个节点层，设定第一层距离地面高度为1 000m，第一层系的参考压力为10 000MPa，第一层系和第二层系的厚度为2m，第三层系和第四层系厚度为4m。

（2）孤岛油田的各个注聚单元油层发育完整，渗透率的平均值基本上大于1 000×10-3μm2。I方向和J方向的渗透率设定值为2 000×10-3μm2，K方向上，选取Ng-3地质模型四个均质段的有效渗透率参数值，其有效渗透率的值依次为1 542×10-3μm2，1 851×10-3μm2，2 302×10-3μm2，2 771×10-3μm2，设定各个方向的孔隙度均为0.3%［5］。孤岛油田各个注入单元油层温度在70℃左右，设定该模型地面的参考温度是25℃，油层的温度是70℃。

（3）该模型中仅包括水、原油、聚合物组分。原油的相对分子质量取456，在70℃的条件下，原油黏度为46.3 mPa·s［5］。聚合物的相对分子质量取10 000，聚合物溶液的浓度为1 500mg/L。

（4）定义5口井。一口注入井，四口为采油井，于1991年1月1日开始生产，2020年1月1日停产。设定每口生产井的井底压力最小为100 kPa，最大的产液速率为100m3/d。并对1～4层均进行射孔。

1.2模拟步骤

（1）利用水驱模拟整个生产过程，确定含水率随时间的变化曲线。选取含水率分别达到30%、50%、68%、73%、80%、83.1%、86.61%、91.79%、92.46%、93.62%、94.09%的时刻作为下一步转注聚合物溶液的时间点。

（2）研究注入时机对聚合物驱的影响。在不同含水率点转注聚合物溶液，记录不同含水率情况下的日产油量、产水率以及最终采收率，注采比为1，水和聚合物溶液的注入速率均为0.07 PV/a。

（3）研究注入速率对聚合物驱的影响。采用含水率为80%时开始注聚合物溶液的模型。当聚合物溶液的注入速率分别为0.07 PV/a、0.08 PV/a、0.09 PV/a、0.1 PV/a、0.11 PV/a、0.12 PV/a、0.13 PV/a、0.14 PV/a时，记录不同情况下的日产油量、产水率以及最终采收率。同时模拟出不同注入速率条件下的水驱情况，以便与聚合物驱进行对比分析。

（4）研究注采比对聚合物驱的影响。水和聚合物溶液的注入速率均为0.07 PV/a，在保证压力平衡的条件下，改变注采比。依次模拟水驱与聚合物驱的两种情况，当注采比依次为0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2时，记录不同情况下的日产油量、产水率以及最终采收率。

2　模拟分析

2.1注入时机对聚合物驱整体效果的影响

非均质油藏注入时机研究表明，总体来说，在实际油田生产情况下，聚合物溶液的注入时机越早，原油的最终采收率越高，驱油的效果越好［6，7］。

2.1.1注入时机对日产油量与含水率的影响不同注入时机与日产油量、含水率的关系（见图2，图3）。在水驱转为聚合物驱时，日产油量显著上升，含水率明显下降，尤其是在含水率达到90%以上时更为明显。当注入聚合物溶液时间较早时，日产油量保持在较高水平，持续时间较长，到油田开发后期，日产油量下降幅度不太大，含水率不太高，低含水率时间持续较长；当注入聚合物时机较晚时，日产油量保持在较低水平，注入聚合物溶液后日产油量有大幅度提升，但效果不如在较早时机注入聚合物溶液时的情况。如果油田一直采用注水开发的方案，在油气田开发后期，含水率过高，很容易形成指进现象，将大大减小原油的最终采收率，同时还会增加后期三次采油的难度。

图2　注入时机与日产油量关系图

图3　注入时机与含水率关系图

2.1.2注入时机对原油最终采收率的影响注入时机与原油最终采收率关系（见表1和图4）。从图4中得，当含水率未达到90%开始注入聚合物溶液，原油的最终采收率都提升将近20%，在含水率达到90%后开始转注聚合物溶液，虽有一定效果，但增加幅度较小。这也说明聚合物驱起到了增加原油最终采收率的作用。查阅相关资料表明［5］，孤岛油田中一区Ng-3在1991年底时，综合含水量已经达到了89.1%，采收率为20.97%，数值模拟的结果与历史资料相符，因此所建立的聚合物驱模型可以起到良好的预测作用和指导作用。

表1　注入时机与原油最终采收率关系

表1　注入时机与原油最终采收率关系（续表）

图4　注入时机与原油最终采收率的关系图

2.2注入速率对聚合物驱整体效果的影响

聚合物溶液注入速率的大小将决定区块的产油量，所以需要确定合理的聚合物驱的注入速率［8-12］。在聚合物驱中，聚合物溶液的注入速率决定了剪切速率，剪切速率是影响聚合物溶液黏度的一个重要因素，聚合物溶液的黏度值的高低在很大程度上将决定聚合物驱的效果。

模拟结果表明，当注入速率逐渐增大时，原油的日产量和含水率均表现出逐渐增加的趋势。当注入速率较低时，低含水期会维持较长时间，对整个油田的开发起到了积极的作用。注入速率与原油最终采收率关系（见表2和图5）。

表2　注入速率与原油最终采收率关系

图5　注入速率与原油最终采收率关系图

从图5可得，在聚合物驱油的过程中，无论注入速率如何变化，原油的最终采收率保持在45%左右，而在水驱过程中，原油的最终采收率随注入速率增大而增大，聚合物驱提高的原油最终采收率呈现出在略有增加后一直减小的规律。因此聚合物驱的注入速率对原油最终采收率有一定的影响，当聚合物驱的注入速率提高时，聚合物驱提高的采收率有下滑趋势。

此外，较高的注入速率需要较高的注入压力，因此对注入系统的性能要求苛刻。鉴于注入速率对最终开发效果影响不大，注入速率只需要满足生产需要。

2.3注采比对聚合物驱油整体效果的影响

注采比是表征注入量、采出量和油层压力间关系的一个综合指数，是设计和规划油气田的一个重要的参考。合理的注采比是确保较为科学的地层压力，进而确保油田具有高产液量、产油能力并且获得较高原油最终采收率的前提［13-15］。

模拟结果表明，随着注采比的增大，无论是水驱还是聚合物驱，原油日产油量均有所提高，同时，含水率随着注采比的提高而提高。聚合物驱时原油日产量随着注采比的变化明显大于水驱时原油日产量随注采比变化的情况。在同一时刻相同注采比的条件下，聚合物驱的含水率低于水驱的含水率，而且含水率始终维持在较低水平。

就注采比对最终采收率的影响做详细分析，在油田开发后期当含水率达到80%时注入聚合物的不同注采比和油田最终采收率的关系（见表3和图6）。

表3　注采比与原油最终采收率关系

图6　注采比与原油最终采收率关系图

由图6得，在含水率达到80%进行聚合物驱时，原油最终采收率表现出先增加后减少的规律，在注采比为1时采收率达到最佳值。

就整个油田开发的过程而言，当聚合物驱的注采比保持在1.0时，聚合物驱可以取得最高的采收率。当注采比始终小于1时，地层能量一直得不到补充，导致油层的压力持续下降，当油层压力低于泡点压力时，原油大量脱气，进而出现原油黏度增大的现象，从而原油的流动能力下降，最终导致油井的含水上升速度加快，聚合物驱油的整体效果也随之降低。当注采比始终大于1时，地层能量较高，由于油田是亲水油田，地层能量过高会使地层水向油井突进的现象更加明显，进而将造成原油最终采收率降低的结果。当然在高产水的后期注入聚合物溶液时，可以适当提高注采比，以补充地层前期生产过程中缺失的能量，从而提高原油采收率，但就整个生产过程来说，注采比最好保持在1左右，以便达到最佳的驱油效果。

3　结论

（1）对于中等孔隙度和中等渗透率的油藏，注入聚合物溶液的时间越早越好，以获得较高的日产油量，较低的含水率以及较高的最终采收率。

（2）当注入速率逐渐增大时，原油的日产量和含水率均表现出逐渐增加的趋势。当注入速率较低时，低含水期会维持较长的时间，最低含水率出现的时机也会相对较晚。当注入速率逐渐提高时，聚合物驱提升采收率的值有下滑趋势。在实际生产中，注入速率不应该选取过大，以免对经济效益产生影响。

（3）在含水率达到80%时注入聚合物溶液的情况下，注采比为1时，原油的最终采收率达到最佳值。在实际生产过程中，油田开发在注采比为1时可以达到最佳的效果。

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Research of injection parameters on polymer flooding for enhanced oil recovery

QIN Leibin1，FU Jing2
（1.Faculty of Earth Resources，China University of Geosciences，Wuhan Hubei 430074，China；2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao Shandong 266580，China）

Abstract:Polymer flooding is one of the important methods of enhancing oil recovery efficiency. A polymer flooding model is built using the reservoir numerical simulation software CMG，which is based on the relevant information of Gudao oilfield. Three important parameters that affect the effect of polymer flooding are studied，with the injection time，injection rate and injection-production radio included. Research the regulation of oil rate，water cut and oil recovery by changing three parameters. The simulation results show that injection time should be earlier as much as possible on the basis of reasonable costs，the recovery efficiency has the tendency to decrease when improving the injection rate of polymer flooding and the oilfield development can be better when the injection-production ratio is 1，which have a positive effect on actual production.

Key words：polymer flooding；recovery efficiency；CMG；injection time；injection rate；injection-production radio

中图分类号：TE357.46

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）06-0049-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.012

*收稿日期：2016－04-25

作者简介：秦磊斌，男（1991-），2015年毕业于中国石油大学（华东），目前就读于中国地质大学（武汉）石油与天然气工程，邮箱：qinleibin@126.com。