论文部分内容阅读
摘 要：为了指导海外河油田深部调驱技术的开展，利用数值模拟技术对调驱注入方式、注入强度等工艺参数进行优化设计，利用优化结果，设计最优方案。
关键词：深部调驱 工艺参数 数值模拟
1.研究背景
海外河油田2010年开始实施深部调驱技术，目前已进入该技术的中后期，措施效果逐年变差。为保证技术的有效性，利用数值模拟技术对各项工艺参数进行优化研究，制定下步调整措施，并对开发效果进行预测。
2.模型的建立
本次研究采用首批转驱的10个井组作为研究区域，录取自1989年7月开始投产至2012年7月初的资料，应用CMG数值模拟软件，对该区域进行开发动态的跟踪模拟，并据此进行相应的开发技术政策研究，从而为该区合理高效开发提供科学依据。数值模拟总节点数为163200个。
根据2012年7月初统计结果，该模拟区内目前共有在产井34口，生产后关井12口，目前注入井共計10口。通过实际生产动态统计与模拟结果统计结果作比较，可得出误差均小于5%，达到区块拟合精度要求
3.工艺参数优化
3.1 注入方式
针对实施深部调驱的10个井组，选择连续水驱、间歇水驱、连续凝胶调驱、间歇凝胶调驱四种注入方式，模拟计算区块最终采收率，利用经济极限含水率98%作为模拟结束的条件。
模拟结果得知，水驱生产可生产37.3年，连续水驱采收率为42.54%，间歇水驱采收率达到43.26%；凝胶调驱可生产39.1年，连续调驱采收率为46.24%，间歇调驱采收率达到47.08%。由此可见，间歇调驱方式为海外河油田最佳注入方式。
3.2 段塞大小
针对间歇调驱注入方式，按照方案设计总注入量为0.2PV，选择每个凝胶段塞为0.01PV、0.02 PV、0.04 PV、0.05 PV、0.10 PV、0.20 PV，注入时间和停注时间选择1？1，注采比选择1？1，以井组综合含水率达到98%作为模拟结束条件。
模拟结果可知：间歇调驱的最终采收率随段塞个数的增加逐渐降低。当凝胶段塞大小在0.01PV-0.04PV时，采收率变化不大，可达到48%以上；当凝胶段塞大小超过0.04PV后采收率下降较为明显；当凝胶段塞体积为0.02PV时的采收率最低，仅为46.24%。由此可见，采用间歇式注入方式，每个凝胶段塞大小为0.04PV，是最佳段塞大小。
3.3 注入强度
针对间歇凝胶调驱注入方式，按照分5级段塞注入，每个段塞大小为0.04PV，选择10个调驱井组的总日注水量为717m3/d、766m3/d、860m3/d、932m3/d、1003m3/d，按照油层有效厚度计算注水强度分别为2.5m3/（d？m）、2.67m3/（d？m）、3.0m3/（d？m）、3.25m3/（d？m）、3.5m3/（d？m）；注采比选择1？1，计算最终采收率。
模拟结果可知：最终采收率随注入强度的增加先增加而后降低。注入强度为3.0m3/（d？m）时所对应的采收率最大，达到48.34%；注入强度3.25 m3/（d？m）时对应采收率为48.22%；注入强度为2.5m3/（d？m）时的采收率最低，仅为47.60%。由此可见，采用间歇调驱方式时，注入强度选择3.0m3/（d？m）左右为最佳注入强度。10个调驱井组日注入总量为900m3/d左右，平均单井注入强度约为3.1 m3/（d？m），对应注入天数为127天，即约为4个月。
3.4 停注时间
按照间歇调驱注入方式，每个段塞大小为0.2PV，分5级段塞进行注入，对应注入时间为4个月，停注时间分别选择1个月、2个月、3个月、4个月和5个月，注采比选择1？1，计算最终采收率。
模拟结果可知：间歇凝胶调驱的最终采收率随停注时间的增加先增加而后降低。当停注时间为2个月时所对应的采收率最大，可达48.83%；停注1个月时对应采收率为48.58%；停注时间为5个月时的采收率最低，仅为47.87%。由此可见，采用间歇调驱注入，停注时间为2个月，注入时间为4个月，为最佳停注时间。
综上所述，海外河油田深部调驱技术最佳工艺参数为：采用间歇调驱注入方式，每个段塞大小为0.04PV，每个间歇轮次为6个月，其中注入凝胶4个月，停注2个月。
4.效果预测
按照最优间歇调驱方案，实施20年后，最终采收率可以达到48.79%；而单纯水驱的最终采收率为42.54%；连续调驱的最终采收率为46.27%，即实施间歇调驱的最终采收率比水驱高出6.25%，比连续凝胶调驱高出2.52%。
5.现场应用
结合现场实际情况，开展间歇式调驱9个井组，井组阶段增油6860t。
6.结论
本次研究，得到以下认识：
（1）海外河油田深部调驱技术最优注入工艺参数为：采用间歇调驱注入方式，每个段塞0.04PV，注凝胶4个月，停注2个月。
关键词：深部调驱 工艺参数 数值模拟
1.研究背景
海外河油田2010年开始实施深部调驱技术，目前已进入该技术的中后期，措施效果逐年变差。为保证技术的有效性，利用数值模拟技术对各项工艺参数进行优化研究，制定下步调整措施，并对开发效果进行预测。
2.模型的建立
本次研究采用首批转驱的10个井组作为研究区域，录取自1989年7月开始投产至2012年7月初的资料，应用CMG数值模拟软件，对该区域进行开发动态的跟踪模拟，并据此进行相应的开发技术政策研究，从而为该区合理高效开发提供科学依据。数值模拟总节点数为163200个。
根据2012年7月初统计结果，该模拟区内目前共有在产井34口，生产后关井12口，目前注入井共計10口。通过实际生产动态统计与模拟结果统计结果作比较，可得出误差均小于5%，达到区块拟合精度要求
3.工艺参数优化
3.1 注入方式
针对实施深部调驱的10个井组，选择连续水驱、间歇水驱、连续凝胶调驱、间歇凝胶调驱四种注入方式，模拟计算区块最终采收率，利用经济极限含水率98%作为模拟结束的条件。
模拟结果得知，水驱生产可生产37.3年，连续水驱采收率为42.54%，间歇水驱采收率达到43.26%；凝胶调驱可生产39.1年，连续调驱采收率为46.24%，间歇调驱采收率达到47.08%。由此可见，间歇调驱方式为海外河油田最佳注入方式。
3.2 段塞大小
针对间歇调驱注入方式，按照方案设计总注入量为0.2PV，选择每个凝胶段塞为0.01PV、0.02 PV、0.04 PV、0.05 PV、0.10 PV、0.20 PV，注入时间和停注时间选择1？1，注采比选择1？1，以井组综合含水率达到98%作为模拟结束条件。
模拟结果可知：间歇调驱的最终采收率随段塞个数的增加逐渐降低。当凝胶段塞大小在0.01PV-0.04PV时，采收率变化不大，可达到48%以上；当凝胶段塞大小超过0.04PV后采收率下降较为明显；当凝胶段塞体积为0.02PV时的采收率最低，仅为46.24%。由此可见，采用间歇式注入方式，每个凝胶段塞大小为0.04PV，是最佳段塞大小。
3.3 注入强度
针对间歇凝胶调驱注入方式，按照分5级段塞注入，每个段塞大小为0.04PV，选择10个调驱井组的总日注水量为717m3/d、766m3/d、860m3/d、932m3/d、1003m3/d，按照油层有效厚度计算注水强度分别为2.5m3/（d？m）、2.67m3/（d？m）、3.0m3/（d？m）、3.25m3/（d？m）、3.5m3/（d？m）；注采比选择1？1，计算最终采收率。
模拟结果可知：最终采收率随注入强度的增加先增加而后降低。注入强度为3.0m3/（d？m）时所对应的采收率最大，达到48.34%；注入强度3.25 m3/（d？m）时对应采收率为48.22%；注入强度为2.5m3/（d？m）时的采收率最低，仅为47.60%。由此可见，采用间歇调驱方式时，注入强度选择3.0m3/（d？m）左右为最佳注入强度。10个调驱井组日注入总量为900m3/d左右，平均单井注入强度约为3.1 m3/（d？m），对应注入天数为127天，即约为4个月。
3.4 停注时间
按照间歇调驱注入方式，每个段塞大小为0.2PV，分5级段塞进行注入，对应注入时间为4个月，停注时间分别选择1个月、2个月、3个月、4个月和5个月，注采比选择1？1，计算最终采收率。
模拟结果可知：间歇凝胶调驱的最终采收率随停注时间的增加先增加而后降低。当停注时间为2个月时所对应的采收率最大，可达48.83%；停注1个月时对应采收率为48.58%；停注时间为5个月时的采收率最低，仅为47.87%。由此可见，采用间歇调驱注入，停注时间为2个月，注入时间为4个月，为最佳停注时间。
综上所述，海外河油田深部调驱技术最佳工艺参数为：采用间歇调驱注入方式，每个段塞大小为0.04PV，每个间歇轮次为6个月，其中注入凝胶4个月，停注2个月。
4.效果预测
按照最优间歇调驱方案，实施20年后，最终采收率可以达到48.79%；而单纯水驱的最终采收率为42.54%；连续调驱的最终采收率为46.27%，即实施间歇调驱的最终采收率比水驱高出6.25%，比连续凝胶调驱高出2.52%。
5.现场应用
结合现场实际情况，开展间歇式调驱9个井组，井组阶段增油6860t。
6.结论
本次研究，得到以下认识：
（1）海外河油田深部调驱技术最优注入工艺参数为：采用间歇调驱注入方式，每个段塞0.04PV，注凝胶4个月，停注2个月。