專利名稱：一種控制聚驅效果的方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種控制聚合物驅油效果的方法。
背景技術：
目前，對于聚合物驅開發(fā)區(qū)塊，在預測以及評價其驅油效果的時候，仍然采用傳統(tǒng)的水驅控制程度作為預測以及評價的指標，傳統(tǒng)的水驅控制程度計算是以油井為中心，統(tǒng)計其與注入井的累積連通有效厚度與井組總有效厚度的百分比。但是在滲透率級差和縱向滲透率變異系數均相同、水驅控制程度皆為100％的地質模型中，若采用不同的油層平面分布，就會取得不同的聚驅最終效果，這說明水驅控制程度不能夠準確的描述采用聚合物驅油的效果。使得人們在使用聚合物驅油的時候不能夠事先對聚合物驅油的效果有很好的控制。
發(fā)明創(chuàng)造內容本發(fā)明的目的是提供一種控制聚合物驅油能夠達到預期效果的方法。
本發(fā)明采取以下的技術方案一種控制聚驅效果的方法，包括以下步驟第一步，考察油田的地質情況，得到油田地質基礎數據和巖心測井解釋小層數據；第二步，根據第一步中的數據，計算出該油田的聚驅控制程度，所述聚驅控制程度為在一定聚合物分子量條件下以聚合物溶液可波及的油層孔隙體積占油層總孔隙體積的百分比，具體公式如下η聚＝V聚/V總式中的V聚可由下公式計算得出 η聚----聚驅控制程度V聚----聚合物分子可波及的油層孔隙體積，m3S聚i----第j油層第i井組聚驅井網可波及面積，m2H聚i----第j油層第i井組聚合物分子可波及的注采井連通厚度，mV總----總孔隙體積，m3Φ----孔隙度，小數第三步，建立地質模型，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止；利用數值模擬方法，建立聚驅控制程度與采收率提高值的關系圖；第四步，依據第三步得到的關系圖，依照經驗選擇采收率提高值≥8％對應的值作為聚驅控制程度值，進行油田的開采。
上述的一種控制聚驅效果的方法中，所述第三步中的的地質模型建立條件是縱向非均質系數為0.52、0.62，KZ＝0.01KX；采用五點法面積井網，注采井距175m；設計聚合物分子量1200萬，聚合物用量640PV.mg/L，聚合物溶液濃度1000mg/L，注入速度0.16PV/a；先從地質模型初始時刻水驅至含水90％，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止。
由于采取以上技術方案，本發(fā)明具有以下優(yōu)點本發(fā)明首先提出了聚驅控制程度的概念，并且，將聚驅控制程度與采收率、含水率建立了關聯(lián)；通過圖表分析，可以綜合考慮聚驅控制程度對采收率和含水率的影響，選擇一相對最合理的聚驅控制程度值，進行油田的開采，從而使得最終的聚驅效果達到預期的目的。


圖1是數值模擬研究使用的兩個典型地質模型的示意圖；圖2是根據大慶油田實際情況統(tǒng)計的聚驅控制程度與采收率提高值的關系圖；圖3是實施例中模擬計算得出聚驅控制程度對聚驅效果的影響關系圖；具體實施方式
本發(fā)明源于發(fā)明人由數值模擬、現場實際效果分析和油層小層數據統(tǒng)計得到的聚驅控制程度對驅油效果影響的新認識。
圖1是數值模擬研究使用的兩個典型地質模型的示意圖，每個模型均為正韻律的三層非均質模型，兩地質模型的滲透率級差和縱向滲透率變異系數均是相同的，水驅控制程度皆為100％(見表1)。應用該模型在聚合物溶液濃度1000mg/L、注入速度0.16PV/a、聚合物用量640PV.mg/L的條件下計算。
參見圖1示例和表1，以聚合物分子可以進入有效滲透率大于100×10-3μm2的油層為條件，計算模型I、II的聚驅控制程度分別為73.7％、80％，得到的聚合物驅最終采出程度分別為50.4％、51.6％，聚合物驅采收率提高值分別為9.8％、10.6％。說明在相同注入條件下，聚驅控制程度對聚驅效果起著決定性的影響，聚驅控制程度越低，聚驅最終效果越差；不同計算方法得出的井網對油層的控制程度結果差異是很大的，使用傳統(tǒng)的水驅控制程度來代替聚驅油田的控制程度顯然從意義上就不可取，對于聚驅開發(fā)油層來講使用聚驅控制程度要比沿用傳統(tǒng)的水驅控制程度更能體現油層地質條件對聚驅效果的影響程度。
表1五點法面積井網單一井組水驅、聚驅控制程度及聚驅效果數值模擬計算結果對比

以五點法面積井網四注一采井組為例，假設有4個小層，各井小層數據見表2，沿用厚度法計算的水驅控制程度為100％。僅考慮油層平面上注采井間連通方向數，而不考慮滲透率的影響，計算得出聚驅控制程度為76.9％，比水驅控制程度低23.1％。考慮油層平面上注采井間連通方向數，若使用的聚合物分子量可以進入有效滲透率大于50×10-3μm2的油層，那么計算得出聚驅控制程度為69.2％，比水驅控制程度低30.8％，比不考慮滲透率影響計算得出的聚驅控制程度值低7.7％；若考慮聚合物分子量可進入有效滲透率大于100×10-3μm3的油層，那么計算得出聚驅控制程度為53.8％，比水驅控制程度低46.2％，比不考慮滲透率影響計算得出的聚驅控制程度值低23.1％。上述示例說明油層發(fā)育狀況的差異對聚驅控制程度的影響是非常大的；所使用的聚合物分子量越小，油層允許聚合物分子進入的滲透率界限越低，聚驅控制程度越大，但同時也制約了聚合物驅油效果。
表2五點法面積井網單一井組水驅、聚驅控制程度計算結果對比

以大慶油田為例，從1996-1999年投入的目前即將結束的8個葡一組油層聚驅工業(yè)化區(qū)塊的聚驅控制程度和聚驅采收率提高值的關系可看出(圖2)由于受到井網井距及地質條件的影響，導致注聚區(qū)塊聚驅控制程度不同，從而產生較大的聚驅效果差異。例如，聚驅控制程度較低的喇南中塊東部(65.8％)，采收率提高值只有9.1％；而采收率提高值較高的北二西東塊(15.4％)，它的聚驅控制程度達到79.7％。
本發(fā)明應依據油田開采的經驗，選擇適當的采收率提高值所對應的值作為聚驅控制程度值，進行油田的開采。
實施例第一步，考察油田的地質情況，并收集所有井的開發(fā)目的層巖心測井解釋小層數據。本實施例中，區(qū)塊位于大慶油田薩中以北地區(qū)北一區(qū)一、二排西部中新201站SIII組油層聚合物驅試驗區(qū)，開發(fā)目的層為薩爾圖油層III2-10，主要以三角洲內前緣相沉積，按照細分沉積相研究結果，將其歸納為三種沉積類型條帶狀分布的河道砂體、大面積分布的主體薄層砂和零散分布的砂體。試驗區(qū)在五點法面積井網175m注采井距條件下。
第二步，根據第一步中提供的區(qū)塊內所有井的巖心測井解釋小層數據，計算出該油田的聚驅控制程度，所述聚驅控制程度為在一定聚合物分子量條件下以聚合物溶液可波及的油層孔隙體積占油層總孔隙體積的百分比，具體公式如下η聚＝V聚/V總式中的V聚可由下公式計算得出 η聚----聚驅控制程度V聚----聚合物分子可波及的油層孔隙體積，m3S聚i----第j油層第i井組聚驅井網可波及面積，m2H聚i----第j油層第i井組聚合物分子可波及的注采井連通厚度，mV總----總孔隙體積，m3Φ----孔隙度，小數由于不同的分子量的聚合物，即使在注入同一油田中，其所產生的聚驅控制程度也有所不同，因此，為了能夠有最佳的聚驅效果，因此要選用最佳分子量的聚合物。
根據上述公式計算，結果表明(見表3)若采用的聚合物可以進入有效滲透率大于100×10-3μm2的地層孔隙(通常指聚合物分子量為1500萬)，聚驅可控制SIII組51.2％的孔隙體積；若采用的聚合物可以進入有效滲透率大于50×10-3μm2的地層孔隙(通常指聚合物分子量為1200萬)，該區(qū)塊聚驅可控制SIII組65.9％的孔隙體積，油層組縱向上只有SIII5+6、SIII8、SIII9層的聚驅控制程度超過或接近70％。該試驗的實際狀況為將來其它區(qū)塊層系組合和選擇射孔層位提供了寶貴的借鑒依據。該試驗區(qū)選用1200萬分子量聚合物。
第三步，建立12個典型地質模型，每個地質模型劃分為10個等厚的油層，縱向非均質系數為0.52、0.62，KZ＝0.01KX；采用五點法面積井網，注采井距175m；設計聚合物分子量1200萬，聚合物用量640PV.mg/L，聚合物溶液濃度1000mg/L，注入速度0.16PV/a；先從地質模型初始時刻水驅至含水90％，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止。利用數值模擬方法，建立聚驅控制程度與采收率提高值的關系圖，如圖3。
第四步，根據第三步所得到的圖形中，考慮聚驅控制程度對采收率的影響，依照該油田的開采經驗值，確定采收率提高值為8％對應的聚驅控制程度(65～75％)為最佳。
從上述分析結果，可以預測大慶油田薩中以北地區(qū)北一區(qū)一、二排西部中新201站SIII組油層聚合物驅試驗區(qū)，縱向滲透率變異系數為0.62，采用五點法面積井網，注采井距175m，設計聚合物分子量1200萬，聚合物用量640PV.mg/L，聚合物溶液濃度1000mg/L，聚驅控制程度為65.9％，預計該試驗區(qū)采用聚驅要比采用水驅提高油層采出程度大約7.4個百分點，預計聚驅時含水下降16.5個百分點。
實際算例分析(1)大慶油田喇南一區(qū)SIII3-10油層聚合物驅試驗區(qū)喇南一區(qū)SIII3-10油層以低彎曲分流河道沉積為主，河道寬度一般在300m～500m，最窄小的河道寬度為100m。該油層有效滲透率分布范圍多在200～300×10-3μm2。喇南一區(qū)試驗中心區(qū)在212m注采井距條件下，選用1500萬分子量聚合物注入。以1500萬分子量聚合物可以進入有效滲透率大于100×10-3μm2的油層計算，計算結果(見表4)表明該試驗區(qū)中心井區(qū)聚驅可控制SIII3-10油層組80.1％的孔隙體積。說明喇南一區(qū)在現井網條件下SIII3-10油層組的連通狀況比較好，其聚驅控制程度均較高，這為將來取得較好的驅油效果準備了良好的物質條件。根據該區(qū)塊密閉取心井巖心分析資料統(tǒng)計SIII3-10油層組縱向非均質變異系數為0.65，聚驅初期含水94.5％，以聚合物用量為640PV.mg/L預計聚驅可提高采收率10％。
表4喇南一區(qū)中心井區(qū)SIII3-10油層聚驅控制程度統(tǒng)計表

注面積0.54km2，注采井距212m。
(2)大慶油田北一區(qū)一、二排西部中新201站SIII組油層聚合物驅試驗區(qū)該區(qū)SIII組油層主要以三角洲內前緣相沉積，按照細分沉積相研究結果，將其歸納為三種沉積類型條帶狀分布的河道砂體、大面積分布的主體薄層砂和零散分布的砂體。試驗區(qū)采用175m注采井距，由于油層連續(xù)性差，平面矛盾突出，注采關系難以完善。采用1000-1200萬分子量的聚合物，以該分子量可以進入有效滲透率大于50×10-3μm2的地層孔隙計算，計算結果(見表5)表明該區(qū)塊聚驅可控制SIII組65.9％的孔隙體積，油層組縱向上只有SIII5+6、SIII8、SIII9層的聚驅控制程度超過或接近70％。根據該區(qū)塊密閉取心井巖心分析資料統(tǒng)計SIII油層組縱向非均質變異系數為0.62，聚驅初期含水90％，以聚合物用量為540PV.mg/L預計聚驅可提高采收率6.8％。
表5北一、二排西部中新201站上返SIII油層組聚驅控制程度統(tǒng)計表

注面積1.8km2，注采井距175m。
本發(fā)明具有如下特點(1)體積法計算聚合物驅控制程度，不僅考慮了油層平面上的連通狀況，而且還考慮了聚合物分子能夠進入的孔隙空間大小，從而實現了聚合物驅油層主要特性的量化。
(2)對于聚驅開發(fā)油層來講使用聚驅控制程度要比沿用傳統(tǒng)的水驅控制程度更能體現油層地質條件對聚驅效果的影響程度。
(3)在相同注入條件下，聚驅控制程度對聚驅效果起著決定性的影響，聚驅控制程度越低，聚驅效果越差。
權利要求
1.一種控制聚驅效果的方法，其特征在于第一步，考察油田的地質情況，得到油田地質基礎數據和巖心測井解釋小層數據；第二步，根據第一步中的數據，計算出該油田的聚驅控制程度，所述聚驅控制程度為在一定聚合物分子量條件下以聚合物溶液可波及的油層孔隙體積占油層總孔隙體積的百分比，具體公式如下η聚＝V聚/V總式中的V聚可由下公式計算得出 η聚----聚驅控制程度V聚----聚合物分子可波及的油層孔隙體積，m3S聚i----第j油層第i井組聚驅井網可波及面積，m2H聚i----第j油層第i井組聚合物分子可波及的注采井連通厚度，mV總----總孔隙體積，m3Ф----孔隙度，小數第三步，建立地質模型，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止；利用數值模擬方法，建立聚驅控制程度與采收率提高值的關系圖；第四步，依據第三步得到的關系圖，依照經驗選擇采收率提高值≥8％對應的值作為聚驅控制程度值，進行油田的開采。
2.根據權利要求1所述的一種控制聚驅效果的方法，其特征在于所述第三步中的的地質模型建立條件是縱向非均質系數為0.52、0.62，KZ＝0.01KX；采用五點法面積井網，注采井距175m；設計聚合物分子量1200萬，聚合物用量640PV.mg/L，聚合物溶液濃度1000mg/L，注入速度0.16PV/a；先從地質模型初始時刻水驅至含水90％，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止。
全文摘要
本發(fā)明公開了一種控制聚驅效果的方法，包括以下步驟第一步，考察油田的地質情況，得到油田地質基礎數據和巖心測井解釋小層數據；第二步，根據第一步中的數據，按照公式計算出該油田的聚驅控制程度；第三步，建立地質模型，考慮聚驅控制程度分別為50％、60％、70％、80％、90％、100％的條件下聚驅至含水98％止；利用數值模擬方法，建立聚驅控制程度與采收率提高值的關系圖；第四步，依據第三步得到的關系圖，依照經驗選擇采收率提高值≥8％對應的值作為聚驅控制程度值，進行油田的開采。
文檔編號G01V3/38GK1712997SQ200410049749
公開日2005年12月28日 申請日期2004年6月25日 優(yōu)先權日2004年6月25日
發(fā)明者付天郁, 牛金剛, 邵振波, 陳福明, 陳鵬 申請人:大慶油田有限責任公司