1、 化学工程与装备 2023 年 第 2 期 50 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 2 月 二类 A 油层聚合物驱不同阶段合理流压界限 二类 A 油层聚合物驱不同阶段合理流压界限 杜建涛（大庆油田有限责任公司地质研究所，黑龙江 大庆 163114）摘 要：摘 要：矿场实践表明，聚驱不同阶段油井保持不同流压，聚驱效果存在差异。为了合理调控油井流压，提高聚驱效果，本文建立一注四采典型模型，通过数值模拟研究确定聚驱不同阶段合理流压界限，结果表明，在注聚初期油井流压保持 6MPa，在注聚见效阶段油井流压保持 2MPa，含水回升阶段油井流压保持 6MPa时，聚驱
2、阶段采出程度最好，效果最好。关键词：关键词：二类 A 油层；聚驱；流压界限；提高采收率 前 言 前 言 聚合物驱技术已经成为大庆油田提高原油采收率和保持稳产高产的关键技术之一，目前逐步推广二类油层聚合物驱1-2。保持聚驱合理的压力系统和流压界限对聚驱开发至关重要3，现阶段关于合理流压界限研究较少，合理调控油井流压，对调整压力系统、不同方向上的聚合物推进速度和井间矛盾，以及提高单井平面、层间、层内垂向效果均起到了明显的作用，但如何确定合理流压界限却是一个需要研究的问题。1 不同开发阶段合理流压界限研究 1 不同开发阶段合理流压界限研究 1.1 地质模型建立 为研究聚合物驱合理压力界限和不同阶段合
3、理流压，建立四注一采非均质典型模型，油层中布了 5 口井，井网类型为五点法面积井网，注入井和生产井之间的距离是 150m，地质模型自上而下渗透率依次为 30010-3m2、50010-3m2和 80010-3m2，油层有效厚度均为 3m。建立的网格系统为块中心网格，X 和 Y 方向都划为 21 个网格，网格步长均为 10m。为了研究注入井和采油井范围内压力剖面变化，在油水井附近 3 个网格进行局部加密，局部加密网格步长为 1m1m。水驱到含水率 95%开始注入聚合物溶液。1.2 注聚初期阶段合理流压确定 1.2.1 压力系统变化规律 注聚初期阶段，注入速度为 0.16PV/a，油井流压分别设定
4、为 2MPa、4MPa、6MPa 进行生产，根据平面径向流流量公式()wewfwrworoLrrppkkkhQln2+=(1)已知注聚初期油层平均含水饱和度0.547wS=，可计算出不同流压条件下的日产液量：()2MPa88.38/wfLpQtd=，()4 MPa71.31/wfLpQtd=，()6MPa47.22/wfLpQtd=。水井注入速度 0.16PV/a，模型孔隙体积为 107163m3，通过计算可求得水井日注入量为：346.98/ZQmd=。由计算结果可看出，当流压为 6MPa 时，初期产液量与注入量基本持平，油井泄油范围内压力剖面上各点压力变化不大；当流压为 2MPa 时，产液量
5、最大，远远高于注水量，此时初期地层压力下降较快，并且逐渐下降到低于区块饱和压力，油层中产生脱气现象，生产气油比增大，油层中溶解油气比下降。由室内实验研究得出，原油粘度随溶解油气比下降而增大，从而导致渗流阻力增大，指进和窜流现象更加严重，驱替效果变差，生产井的产液能力降低，开发效果变差。由此可见，在注聚初期时保持较大的油井井底流压，能够保证地层压力不降低到饱和压力以下，不影响油层开发动用效果，即认为在注聚初期油井流压应保持在 6MPa。1.2.2 吸水剖面、产液剖面变化规律 从各层的吸液和产液可以看出，在油井井底流压保持6MPa 生产时，由于注入和产出基本保持平衡，地层压力变化不大，且始终保持在
6、饱和压力以上，总的产液量变化不大，高渗透油层产液量缓慢下降，中、渗透层产液量开始增加；当油井流压保持 2MPa 生产时，油层中开始脱气，油层中原油粘度升高，总的产液量下降，高中低渗透油层产液量均下降，开发效果变差，因此，在注聚初期阶段，保持油井流压6MPa 进行生产。1.2.3 开发效果对比分析 数模结果表明，在注聚初期（00.16PV）油井流压保持 6MPa 生产，阶段采出程度为 1.11%，比油井流压保持 4MPaDOI:10.19566/35-1285/tq.2023.02.041 杜建涛：二类 A 油层聚合物驱不同阶段合理流压界限 51 生产高 0.07 个百分点，比油井流压保持 2M
7、Pa 生产高 0.18个百分点，见表 1。综合以上分析，注聚初期阶段油井流压为 6MPa 和 4MPa时阶段采出程度较高，为此注聚初期阶段油井流压保持6MPa、4MPa 时开发效果较好。表 1 注聚初期阶段不同流压生产各层采出程度结果表 表 1 注聚初期阶段不同流压生产各层采出程度结果表 采出程度(%)井底压力(MPa)高渗透层 中渗透层 低渗透层 总采出程度(%)Pwf=2 1.09 0.85 0.73 0.93Pwf=4 1.21 0.94 0.79 1.04Pwf=6 1.34 1.02 0.84 1.11 1.3 见效阶段合理流压确定 1.3.1 压力系统变化规律 选取注聚见效阶段的三
8、个时间点，即注入聚合物0.16PV、0.32PV 和 0.48PV 时，注聚见效阶段，油井流压保持 6MPa 生产时，产液量较小，油井泄油范围内压力剖面上各点压力变化不大，注入井端，由于聚合物溶液在高渗透油层的粘度和残余阻力系数达到动态平衡，水井控制范围内压力剖面上各点压力逐渐增大，由于产液量较小，水井范围内压力传播缓慢，在注入 0.48PV 时，水井井底流压已经达到破裂压力，聚合物注入困难。注聚初期阶段，油井流压保持6MPa 生产，见效阶段，油井流压保持 4MPa 和 2MPa 生产时，地层压力缓慢下降，油井产液量较大，油井泄油范围内压力剖面上各点压力下降幅度较大；油井流压为 2MPa 时，
9、下降幅度更大；在水井控制范围内压力剖面上各点压力逐渐降低，压力传播较快。由此可见，在注聚见效阶段，保持较低的油井流压，能够保证注入井不憋压。1.3.2 吸水剖面、产液剖面变化规律 在注聚见效阶段，随着聚合物的注入，高渗透油层聚合物的粘度和残余阻力系数达到平衡，聚合物溶液在高渗透油层的渗流阻力增大，高渗透油层产液量开始下降，中低渗透油层产液量开始升高。油井保持不同井底流压时，高渗透油层产液量下降幅度差别不大，中低渗透油层产液量增幅差别较大。油井流压保持 6MPa 生产时，由于注入井泄压较慢，注水井注入困难，产液量最小，中低渗透油层产液量上升幅度最小；油井流压保持 4MPa 和 2MPa 生产时，
10、产液量较大，注水井泄压较快，聚合物的粘度和残余阻力系数达到平衡，中低渗透油层吸液量开始增加，中低渗透油层产液量增加，且增加幅度较大。在此阶段，保持较低的油井井底流压进行生产，能够保证聚合物的顺利注入，能够使中低渗透油层吸液量增加，中低渗透油层产液量增加，中低渗透油层得到进一步动用。1.3.3 开发效果对比分析 在注聚初期阶段保持井底流压为 6MPa，注聚见效阶段不同流压（2MPa、4MPa、6MPa）生产时，对各层段阶段采出程度进行统计。注聚初期阶段油井流压 6MPa，注聚见效阶段油井流压 2MPa 时，开发效果最好。其次是注聚初期阶段油井流压为 6MPa，注聚见效阶段油井流压为 4MPa，再
11、次为注聚初期阶段油井流压为 4MPa，注聚见效阶段油井流压为4MPa。1.4 含水回升阶段合理流压确定 1.4.1 压力系统变化规律 选取含水回升阶段的三个时间点，即注入聚合物 0.48 PV、0.74PV 和 1.0PV 时，注聚见效阶段保持较低的油井井底流压生产后，地层压力下降。在含水回升期阶段，当油井流压为 6MPa 时，产液量较小，油井泄油范围内压力剖面上各点压力变化不大，注水井范围内压力剖面上各点压力开始回升，地层压力开始缓慢上升；当流压为 4MPa 和 2MPa 时，产液量增多，油井泄油范围内压力剖面上各点压力开始下降，注水井范围内压力剖面上各点压力缓慢下降，地层压力下降，流压为
12、2MPa 地层压力下降幅度较大。由于在注聚见效阶段保持的油井井底流压较低，这一阶段，如若保持油井流压为 4MPa 和 2MPa 生产时，油层中开始发生脱气现象，油层中原油粘度升高，产液量下降，开发效果变差。因此，在这一阶段，保持较高的油井井底流压，能够保证地层压力不降低到饱和压力以下，不影响油层开发动用效果，此阶段保持油井井底流压 6MPa 开发效果最好。1.4.2 吸水剖面、产液剖面变化规律 在含水回升阶段，从各层的吸液和产液来看，在含水回升阶段，中低渗透油层中聚合物浓度和岩石吸附的聚合物量达到平衡，中低渗透油层中聚合物粘度和残余阻力系数达到最大。油井保持流压 6MPa 生产，注水井压力剖面
13、上各点压力开始回升，生产井压力剖面上各点压力变化不大，此时能够保证地层压力在饱和压力之上，高渗透油层吸液量增加缓慢，产液量增加缓慢，能够减小注聚后期的剖面返转现象；油井流压保持 4MPa 和 2MPa 生产，注水井压力剖面上各点压力下降，下降到饱和压力以下，油层开始脱气，而且注入的聚合物更多地进入高渗透油层，使高渗透油层产液量增多，剖面反转现象更加严重。因此，在此阶段，保持井底流压6MPa 开发效果最好，既能够使油层压力保持在饱和压力之上，又能够缓解注聚后期聚合物溶液沿高渗透油层的窜流现象。1.4.3 开发效果对比分析 在注聚初期阶段保持井底流压为 6MPa，注聚见效期保持油井流压为 2MPa
14、，含水回升阶段不同流压（2MPa、4MPa、6MPa）生产时，结果表明：含水回升期（0.481.00PV）油井流压保持 6MPa 生产，开发效果最好。阶段采出程度为6.90%，比油井流压保持 4MPa 生产高 0.63 个百分点，比油52 杜建涛：二类 A 油层聚合物驱不同阶段合理流压界限 井流压保持 6MPa 生产高 1.44 个百分点。注聚初期保持地层压力 4MPa、注聚见效阶段保持地层压力 4MPa 时，统计注聚见效阶段不同井底流压（4MPa、6MPa）生产时各开发指标对比。综合以上分析，注聚初期阶段油井流压 6MPa，见效阶段油井流压 2MPa，含水回升阶段油井流压 6MPa 时，开发
15、效果最好。1.5 不同开发方案开发效果对比 设计了 4 个方案。方案 1：水驱到含水 95%，注入聚合物 1.0PV，聚合物开始注入阶段，保持井底压力 6MPa 生产，见效阶段，保持井底压力 2MPa 生产，含水上升阶段，保持井底压力 6MPa 生产，聚合物注入速度为 0.16PV/a，注入浓度为 1500mg/L，后续水驱到含水 98%；方案 2：水驱到含水 95%，注入聚合物 1.0PV，聚合物开始注入阶段，保持井底压力 6MPa 生产，见效阶段，保持井底压力 2MPa 生产，含水上升阶段，保持井底压力 4MPa生产，聚合物注入速度为 0.16PV/a，注入浓度为 1500mg/L，后续水
16、驱到含水 98%；方案 3：水驱到含水 95%，注入聚合物 1.0PV，聚合物开始注入阶段，保持井底压力 6MPa 生产，见效阶段，保持井底压力 4MPa 生产，含水上升阶段，保持井底压力 4MPa生产，聚合物注入速度为 0.16PV/a，注入浓度为 1500mg/L，后续水驱到含水 98%；方案 4：水驱到含水 95%，注入聚合物 1.0PV，聚合物开始注入阶段，保持井底压力 4MPa 生产，见效阶段，保持井底压力 4MPa 生产，含水上升阶段，保持井底压力 4MPa生产，聚合物注入速度为 0.16PV/a，注入浓度为 1500mg/L，后续水驱到含水 98%。从计算结果可以看出，在注聚初期油井流压保持 6MPa，在注聚见效阶段油井流压保持 2MPa，含水回升阶段油井流压保持 6MPa 时，含水最低值 80.2%，比方案 4 多下降 1.1个百分点，采出程度 13.97%,比方案 4 多提高 2.43 个百分点。聚驱阶段采出程度最高，开发效果最好。2 应用效果 2 应用效果 根据聚驱不同阶段合理流压界限研究结果，结合二类油层井组动态特征，实施 211 个井组流压调控，其中实施注入井调