杏十二區葡I1～2層水聚同驅優化研究

宋洪才，龐曉慧

杏十二區葡I1～2層水聚同驅優化研究

宋洪才，龐曉慧

（東北石油大學數學科學與技術學院，黑龍江大慶163318）

建立了試驗區塊的地質模型，對試驗區塊水驅階段和聚驅階段進行歷史擬合。分析了試驗區葡I1－2層剩余油分布特征，結合研究結果，制定不同注水速度，注聚速度、注入濃度和不同聚合物用量注入方案，通過計算結果進行優選，最終獲得合理的注水、注聚參數，應用此優化結果，在實際油田開發中取得了良好的效果。

水聚同驅；優化方案；注聚時機；注水時機；注聚速度；注水速度。

0 引言

經過多年的研究及實踐，水聚同驅已經大規模應用于石油開采中，并且取得了良好的經濟效益。隨著石油開采的不斷深入，對于研究區域進行合理的預測、分析是十分必要的。根據試驗區塊水驅階段和聚驅階段以往數據資料結合實際情況，制定了不同的注水速度，注聚速度、注入濃度和不同聚合物用量注入方案，通過計算結果進行優選，最終獲得合理的注水、注聚參數。

1 網格劃分

整理了杏十二區116口井的靜態資料，用Petrel軟件進行了相約束插值，建立了數值模擬精細地質模型。平面上采用等距的角點坐標網格，網格步長為10m×10m，縱向上有60個小層，模型中充分考慮了層間矛盾，將60個小層獨立成層，劃為60個模擬層，網格節點總數為218×199×60＝2602920。

2 歷史擬合

2.1 地質儲量擬合

通過調整有效厚度，校正孔隙度和原始含油飽和度，擬合模擬區地質儲量為488.42萬噸，實際為484.6萬噸，相對誤差為0.79%；擬合試驗區目的層地質儲量29.13萬噸，實際為29.34萬噸，相對誤差為0.72%。見表1。

到2013年6月底，整個模擬區實際含水率95.93%，計算含水率95.25%，相對誤差為0.71%。

2.2 采出程度擬合

到2013年6月底，整個模擬區的實際累積產油為229.99萬噸，采出程度為47.46%。計算累計產油為229.95萬噸，采出程度為47.08%，相對誤差為0.80%

3 葡I1－2層水聚同驅優化研究

根據試驗區葡I1－2層目前的井網現狀及開發狀況，為了挖潛葡I1－2層剩余油，本次井網調整將原葡I3層的注聚井和采出井在葡I1－2層進行補孔，采用水聚同驅的開發方式進行開采。其中水聚同驅基本數據表2。

建立試驗區葡I1－3層CMG模型，對不同注聚時機，注入濃度，聚合物用量和不同注水、注聚速度條件下的水聚同驅開發方案進行數值模擬研究，進行開發效果及經濟效益評價，最終優選出最佳方案。

3.1 注聚時機方案設計及優選

在歷史擬合的基礎上，根據試驗區目的層的儲層特征以及生產動態特征，設計了5套不同注聚時機的補孔方案。方案預測時間從2013年7月開始至綜合含水達到98%。以各項生產指標預測結果為基礎，結合經濟評價方法，優選出試驗區目的層合理注聚時機。

在歷史擬合的基礎上，分別預測研究區塊在不同注聚時機下補孔方案的開發效果。所有方案均從2013年7月開始預測，預測至試驗區葡I1－3層含水率達到98%。根據油藏數值模擬軟件模擬的油田生產狀況即含水率、累產油、采出程度等指標隨時間的變化規律，優選出最佳的注聚時機。各方案數值模擬計算結果見圖3，表4。

由以上結果對比得出，方案一即直接注聚為最優方案。依照此方案，數值模擬預測生產到含水98%時，累產油達到2.84萬噸，累計增油1.65萬噸，試驗區葡I1－2采收率提高5.62個百分點。

3.2 注聚濃度方案設計及優選

根據數值模擬計算結果，注聚濃度越大，采收率提高值越大，但當注聚濃度達到900mg／L時，采出程度提高幅度最大，之后提高增幅減緩。

由以上結果對比得出，方案三即900mg／L為最優方案。依照此方案，數值模擬預測生產到含水98%時，累產油達到2.84萬噸，累計增油1.65萬噸，試驗區葡I1－2采收率提高5.62個百分點。

3.3 注聚用量方案設計及優選

根據數值模擬計算結果，注聚用量越大，采收率提高值越大，但當注聚用量達到810mg／L·PV時，采出程度提高幅度最大，之后提高增幅減緩。630mg／L·PV，720mg／L·PV，810mg／L·PV，900mg／L·PV和990mg／L·PV注聚用量相對基礎方案，累增油分別為1.35萬噸、1.51萬噸、1.68萬噸、1.73萬噸和1.77萬噸，試驗區葡I1－2采收率提高值分別為4.60%、5.15%、5.73%、5.90%和6.03%。

由以上結果對比得出，方案五即990mg／L·PV為最優方案。依照此方案，數值模擬預測生產到含水98%時，累產油達到2.96萬噸，累計增油1.77萬噸，試驗區葡I1－2采收率提高6.03%。

3.4 注水＋注聚速度方案優選

在歷史擬合的基礎上，分別預測研究區塊在三個最優的注水速度和三個最優的注聚速度下補孔方案的開發效果。所有方案均從2013年7月開始預測，預測至試驗區葡I1－3層含水率達到98%。根據油藏數值模擬軟件模擬的油田生產狀況即含水率、累產油、采出程度等指標隨時間的變化規律，優選出最佳的注水、注聚速度。各方案數值模擬計算結果見表7，表8，圖3。

繪制最優方案的注聚PV數與采出程度和含水率的關系曲線，見圖4。

根據數值模擬計算結果，當注聚速度0.16PV／a，并且注水速度0.14PV／a時，采收率提高值越大，在不考慮經濟效果及注采工藝的情況下，此方案為最優方案。依照此方案，數值模擬預測生產到含水98%時，累產油達到2.91萬噸，累計增油1.72萬噸，試驗區葡I1－2采收率提高5.86個百分點。

4 結語

（1）全區儲量擬合相對誤差為0.79%，含水率擬合相對誤差為0.71%，采出程度擬合相對誤差為0.8%；試驗區儲量擬合相對誤差為0.72%，含水率擬合相對誤差為0.44%，采出程度擬合相對誤差為0.25%。

（2）建立試驗區葡I1－2層CMG模型，對不同注聚時機、注入濃度、聚合物用量和不同注水、注聚速度條件下的水聚同驅開發方案進行數值模擬研究，通過開發效果評價，最終優選出直接注聚，注聚濃度為900mg／L，注聚用量為810mg／L·PV，注聚速度0.16PV／a、注水速度0.14PV／a為最佳方案。

（3）預測到含水98%，最優方案累增油1.72萬噸，試驗區葡I1－2層提高采收率5.86%，噸聚增油量為35.02t／t。

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TE33＋1

A

2095－0063（2014）03－0063－04

2014－03－21

宋洪才（1962－），男，黑龍江大慶人，東北石油大學數學科學與技術學院教授，博士，從事石油工程中的數學優化問題研究。

國家重大專項科研項目（2011ZX05016－002）。

DOI10.13356／j.cnki.jdnu.2095－0063.2014.03.017