边水油藏聚合物驱风险分析

陈朝辉

(中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)



边水油藏聚合物驱风险分析

陈朝辉

(中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

聚合物性能及地质、油藏差异对驱油效果影响明显，一般以定性描述为主；针对此现状，开展了影响聚合物驱效果的因素定量研究。首先运用正交设计与数值模拟方法，建立了影响聚合物驱效果的8项因素与提高采收率幅度间函数模型，然后运用Monte Carlo方法进行预测。研究得出了8项因素的权重分布，并计算出提高采收率幅度与概率分布情况。结果表明，影响提高采收率幅度最大的因素为聚合物黏度保留率，其次为矿化度，影响最小的为剪切程度。提高采收率幅度与发生概率分布为：提高采收率5.68%的概率为90%；提高采收率7.07%的概率为50%；提高采收率8.45%的概率为10%。最后，应用数值模拟方法对预测结果进行检验，误差小于5%，说明该风险分析方法稳定、可靠，达到了为聚合物驱油风险分析提供定量预测的目的。

边水油藏；聚合物驱；风险分析；Monte Carlo预测模型；提高采收率；渤海A油田

0 引 言

聚合物驱在国内主要油区都进行了矿场试验并取得巨大成功[1]，但聚合物驱效果风险分析方法相对较少。通常完成聚合物段塞优化后，只与水驱结果作基本对比[2-3]，或在聚合物驱进行过程中，通过室内物理模拟实验指导实际生产[4]。刘朝霞等人对水驱预测经验公式进行改进[5]，可考虑聚合物溶液黏度、注入孔隙体积倍数及最大残余阻力系数等对聚合物驱效果的影响，但其适用范围受一定限制。以渤海A油田聚合物驱先导试验井组为研究对象，考虑影响聚合物驱效果的8项因素，定量预测聚合物驱提高采收率幅度及概率分布，分析聚合物驱风险，为聚合物驱相关决策提供依据。

1 聚合物驱效果影响因素分析

1.1 油藏状况

渤海A油田属于边水油藏，近2 a含水上升加快，综合含水率已达79.9%，采出程度仅为9.7%。虽采取优化注水、分层开发等措施，但效果不理想，故针对单独开发的主力层开展聚合物驱方案研究。先导试验井组为4注9采的五点井网，注采比为1∶1，年注入速度为0.1倍注入孔隙体积，聚合物驱段塞推荐结果为：第1段塞体积为0.2倍注入孔隙体积，浓度为1 400 mg/L，第2段塞体积为0.4倍注入孔隙体积，浓度为900 mg/L，后续水驱体积为1.0倍注入孔隙体积[6]。

1.2 聚合物驱效果影响因素的确定

聚合物驱油开发过程是一项复杂的系统工程，该研究中考虑了8项相关影响因素，包括聚合物黏度保留率、储层对聚合物剪切系数、储层渗透率下降系数、吸附系数、矿化度、储层温度、岩石不可及孔隙体积和井组含水率。其中4项与聚合物性能相关，另外4项与地质和油藏因素相关。与聚合物性能[7-8]相关的4项因素包括黏度保留率、储层剪切系数、储层渗透率下降系数和聚合物在储层的吸附系数。黏度保留率(VIS)为聚合物溶液刚刚进入储层时的黏度值与其充分溶解后的黏度值之比，溶液进入地层前已经过地面加压泵、地面管汇、水井管柱、炮眼等处剪切，黏度值存在一定程度下降，此处取原始黏度值的55%～75%；剪切系数(SHEAR)为储层对聚合物溶液的剪切程度，在原始取值基础上上下浮动15%；渗透率下降系数(RRF)为聚合物溶液驱替前后储层渗透率的比值，取值1.2～2.2；吸附系数(ADS)为单位质量储层岩石对聚合物的吸附量，参考类似油藏状况可取值1.7×10-7～3.7×10-7g/g。与地质和油藏密切相关的4项因素[9-10]包括矿化度、地层温度、储层岩石不可及孔隙体积和井组含水率。矿化度(SALT)为实际测量结果，介于1 500～4 000 mg/L；油藏温度(TEMP)一般随深度增加而增大，该井组油藏温度为55～65 ℃；岩石不可及孔隙体积(IPV)为储层地质特征，取5%～15%；井组含水率(GWCT)是指某一时刻先导试验井组综合含水率，能够表征此刻井组内油水分布状况，而聚合物驱油方案实施存在提前或推迟可能，故选取最可能实施注聚方案的3个时间点进行数值模拟计算即可：2018年底对应93.8%、2017年底对应93.2%、2016年底对应92.2%。

聚合物性能在各研究中差异较大，其指标性能除受储集层性质、工程工艺等外界因素影响外，主要取决于其自身特性。针对该研究中先导试验井组情况，各项指标取值见表1。

表1 聚合物驱效果影响参数及取值

2 聚合物驱风险计算

聚合物驱效果影响因素复杂，简化处理各因素为相对独立变量，采用Monte Carlo[10]方法进行定量分析。

2.1 正交设计及应用

研究过程涉及8种因素评估，取值已在表1中给出，结合正交试验设计的特点，采用L12(8因素2水平)正交设计，具体见表2。根据正交设计结果，应用ECLIPSE油藏数值模拟器聚合物驱模块完成计算，得到相对水驱开发的提高采收率幅度，其值介于4.8%～10.7%之间。

表2 正交设计及计算结果汇总

2.2 Monte Carlo预测模型的建立

通过多元线性回归，建立Monte Carlo预测模型，即目标函数(提高采收率幅度)同8项因素间关系为：

EOR=-7.083x1+0.940x2-26559.968x3-0.001x4-

0.025x5+0.167x6-0.833x7+0.325x8-640.218

(1)

式中：EOR为提高采收率幅度，%；x1为VIS；x2为RRF；x3为ADS，10-7g/g；x4为SALT，mg/L；x5为TEMP，℃；x6为SHEAR，%；x7为IPV，%；x8为GWCT。

根据多元线性回归结果重新预测目标函数，将预测结果与油藏数值模拟计算结果对比，结果见图1。由图1可知，提高采收率幅度与目标函数回归较好，可以用于8个因素的全方案预测。

图1 回归曲线

2.3 MONTE Carlo模型预测结果及分析

考虑各参数分布的一般规律，8项因素取值概率均取正三角分布。

应用MONTE Carlo模拟方法对输入参数进行了2×104次随机组合，计算出8项影响因素与提高采收率幅度关系(表3)。由表3可知，影响提高采收率幅度的主要因素是聚合物黏度保留率，其次为矿化度，影响最小的因素为剪切系数与不可及孔隙体积。综上可以看出，应首先选取合适的聚合物类型，注入过程中保持聚合物溶液的黏度是关键因素；其次，由于对注入水矿化度及地层水矿化度要求较高，因此，应尽力降低这2项因素的影响。

表3 影响提高采收率幅度的8项因素分析

MONTE Carlo方法预测聚合物驱提高采收率结果见图2。由图2可知，聚合物驱提高采收率幅度为5.68%的发生概率为90%(记为P90)，提高采收率幅度为7.07%的发生概率为50%(记为P50)，提高采收率幅度为8.45%的发生概率为10%(记为P10)。

图2 Monte Carlo方法预测聚合物驱提高采收率结果

2.4 聚合物驱效果预测

根据上述P10、P50、P90三套方案提高采收率预测结果，在8项因素全组合方案的预测结果中，选取相同提高采收率幅度方案进行数值模拟预测，可得3套方案预测结果：主要包括井组日产油量、含水率及累计产油量(图3～5)。

图3 P10对应方案预测结果

图4 P50对应方案预测结果

图5 P90对应方案预测结果

3 预测结果验证及风险分析

3.1 MONTE Carlo预测结果验证

为检验MONTE Carlo方法预测的准确性，对3套随机方案进行数值模拟计算，其8项参数取值及计算结果见表4。对比数值模拟计算结果与MONTE Carlo预测结果可知，3套方案提高采收率幅度误差均小于5%(表5)，说明MONTE Carlo方法预测结果精度满足要求。

表4 油藏数值模拟计算结果

表5 MONTE Carlo预测结果验证

3.2 风险分析

推荐聚合物驱提高采收率幅度采用7.07%，考虑文中8项因素的影响，提高采收率幅度最低可降至5.68%，最高可升至8.45%。若油田采用保守开发策略，可按5.68%完成经济评价；进行预测研究时，一般采用7.07%即可满足要求。

4 结 论

(1) 提出了一种预测聚合物驱风险的新方法，考虑了聚合物黏度保留率、剪切系数、渗透率下降系数、吸附系数、矿化度、油藏温度、岩石不可及孔隙体积、井组含水率共8项参数的影响。

(2) 采用MONTE Carlo分析方法，研究了8项因素的影响，明确了聚合物驱过程中的重要环节与注意事项，而且得出了提高采收率幅度的大小及概率分布，为聚合物驱方案制订提供了重要参考。考虑8项因素的最低提高采收率幅度值为5.68%，为经济评价、风险预测提供了有力保障。

(3) 预测结果经3套随机方案验证，最大误差为1.86%，小于5.00%，说明该方法的预测结果是客观、可靠的。该方法可应用于其他领域类似问题研究中，可进行多种因素影响的定量预测。

[1] 王敬，刘慧卿，张颖，等. 常规稠油油藏聚合物驱适应性研究[J].特种油气藏，2010，17(6)：75-77.

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[5] 刘朝霞，王强，张禹坤，等.一种预测聚合物驱开发动态的模型[J].海洋石油，2012，32(1)：53-56.

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编辑 刘兆芝

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.026

20150807；改回日期：20151120

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术”(2011ZX05024-002)子课题“海上大井距多层合采稠油油藏聚合物驱剩余油分布机理研究”(2011ZX05024-002-001)

陈朝辉(1982-)，男，工程师，2006年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，2009年毕业于该校油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发与提高采收率相关研究工作。

TE319

A

1006-6535(2016)01-0116-04