一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法

摘要

发明提供了一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，包括以下步骤：(a)采集注聚井组油层厚度h、注采井距r、井筒半径rw、注聚粘度μ及注入速度q；(b)计算平均渗透率k：k是注聚井组注入井和采出井渗透率ki的平均值；(c)根据步骤(a)中得到的平均渗透率k，计算平均突进系数Tk，平均突进系数Tk是注聚井组注入井和采出井突进系数的平均值；(d)计算最大注入压力升幅ΔPmax。本发明所述的砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，原理清晰，定量化、可操作性强，便于使用，减少了以往通过现场试注来确定注入参数，解决了砾岩储层不同井组采用差异化注入参数，大大的提高了时效，节约了成本。

说明书

技术领域

本发明属于石油开发油藏工程技术领域，尤其是涉及一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法。

背景技术

提高原油采收率已成为世界各国普遍关注的问题。随着聚合物驱工业化的推广应用，聚合物溶液能显著地提高原油采收率已不可否认。聚合物驱油的基本原理是通过增加驱替相的粘度，改善油水流度比，利用聚合物降低注入井高渗层的渗透率，从而扩大波及体积，进而提高驱油效率。注入压力计算是聚合物驱油参数设计的重要部分，对合理制定聚合物驱油工艺具有重要意义。

影响聚合物驱注入压力的主要因素有储层性质、注采井距、注入速度、注入介质等。油层地质条件的好坏是影响聚合物驱注入压力变化的重要因素，地层系数越小，油层中流体的渗流阻力就越大，注入压力上升幅度就越大，反之亦然；聚合物驱注入压力的上升值与注采井距的关系比平方关系还要大许多倍，因此注采井距的变化对注入压力影响最大，其原因是注采井距越大，注采井之间的应激性越差，聚合物驱动也就越困难；聚合物驱流度越小，注入压力上升值就越大，而其流度又与聚合物粘度有关，聚合物分子量越大，粘度越大，(注入浓度越高，其粘度也越大)，其在油层中的吸附、捕集就越多，油层渗透率下降就越大，注入压力上升就越大。聚合物驱注入压力和其注入速度成正比，因为注入速度越大，注入阻力越大；聚合物驱注入压力与注入强度成正比，因为注入强度越大，渗流阻力越大，从而注入压力越大。在聚合物驱过程中，注入压力初期上升速度快，但注入一段时间后，注入压力趋于稳定和稳中有升，这是聚合物驱时注聚压力的正常变化；然而，并非所有井的注聚压力都遵循这样的规律，聚合物驱的增油效果也不尽相同。注入压力上升过快，一方面易造成注采比增大，注入困难，另一方面地层压力快速上升，生产压差增大，使注入聚合物溶液沿微裂缝、层理窜流，造成产液量下降，产聚浓度上升。注入压力上升过慢，未能改变原渗流路径，扩大波及范围，造成聚合物溶液的低效无效循环。

注聚过程中的注入压力上升，可以用霍尔曲线斜率的变化来描述，应用霍尔曲线斜率计算视阻力系数。中高渗砂岩合理的阻力系数为2.2左右，阻力系数太大，说明注入压力上升快，相反阻力系数太小，说明注入压力上升慢。

陈永达等发表的“杏北4～6面积北块注聚初期压力升幅规律研究”中运用渗流力学知识进行推导分析，可确定注聚过程中压力升幅和最大压力升幅，但该方法是基于均质模型，计算结果与实际生产存在一定的差异。

砾岩油藏具有与常规砂岩储层不同的沉积特性、复杂的孔隙结构以及平面上和垂向剖面上的严重非均质性，给砾岩油藏的开发带来极大的难度。目前，砾岩油藏聚合物驱注入压力仅限于定性描述，且不能预测井组注入聚合物溶液后压力的升幅。由于砾岩油藏储层非均质性强，各井组采用相同的注入参数和体系压力升幅差异较大，严重影响增油效果。

发明内容

针对上述技术问题，本发明的目的在于提供一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，以解决聚合物驱开发过程中压力升幅无法准确预测，注入参数调整的盲目性问题，为聚合物驱注入参数优化，高效开发提供了有力的技术支持。

本发明采用的技术方案是：

一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，包括以下步骤：

(a)采集注聚井组油层厚度h、注采井距r、井筒半径r_w、注聚粘度μ及注入速度q；

(b)计算平均渗透率k：k是注聚井组注入井和采出井渗透率的平均值；

(c)根据步骤(a)中得到的平均渗透率k，计算平均突进系数T_k，平均突进系数T_k是注聚井组注入井和采出井突进系数的平均值；

(d)计算最大注入压力升幅ΔP_max：将以上参数代入式(3)，即可得到注入井的最大注入压力升幅，

$>{\mathrm{\Delta P}}_{max}=0.16T_k\frac{q\mu }{kh}\ln \frac{r}{r_w}---\left(3\right)$>

其中，q为日注入量；μ为注入介质的粘度；T_k为平均突进系数；h为油层厚度；r_w为井筒半径；k为平均渗透率；r为注采井距。

本发明所述的砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，其中，按下式(1)计算步骤(b)中所述平均渗透率k；

$>k=\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{k}_i---\left(1\right)$>

其中，k_i为注聚井组注入井和采出井渗透率。

本发明所述的砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，其中，按下式(2)计算步骤(c)中所述平均突进系数T_k；

$>T_k=\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{k}_{\max i}/k_i---\left(2\right)$>

其中，k_maxi为注聚井组注入井和采出井最大渗透率。

本发明有益效果：

本发明所述的砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，该方法应用油藏(井组)静态的储层物性、油层厚度、突进系数、注采井距、动态注入速度和聚合物粘度参数即可确定注入压力最大升幅，本发明方法原理清晰，定量化、可操作性强，便于使用，为聚合物驱参数优化，现场跟踪调整提供了可靠的依据；本发明填补了砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅定量确定的空白，减少了以往通过现场试注来确定注入参数，解决了砾岩储层不同井组采用差异化注入参数，大大的提高了时效，节约了成本。

具体实施方式

本实施例以新疆克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验为例，于2006年9月注入聚合物溶液，2012年10月结束，利用本实施例方法确定最大压力升幅，指导注聚参数优化，聚驱开发效果较好。试验区累积增产17.4万吨，阶段采出程度9.0％，同水驱末相比，含水率由94.5％下降到67.5％，采油速度由0.5％提高到3.9％。

本实施例一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法，包括以下步骤：

(a)采集注聚井组油层厚度h、注采井距r、井筒半径r_w、注聚粘度μ及注入速度q，采集参数如表1所示；

(b)根据下式(1)计算平均渗透率k：k是注聚井组注入井和采出井渗透 率k_i的平均值，渗透率k_i参数数据如表2所示，平均渗透率k计算结果如表3所示；

$>k=\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{k}_i---\left(1\right)$>

(c)根据步骤(a)中得到的平均渗透率k，按下式(2)计算平均突进系数T_k：平均突进系数T_k是注聚井组注入井和采出井突进系数的平均值，其中，k_maxi为注聚井组注入井和采出井最大渗透率，k_maxi参数数据如表4所示，平均突进系数T_k计算结果如表5所示；

$>T_k=\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{k}_{\max i}/k_i---\left(2\right)$>

(d)计算最大注入压力升幅ΔP_max：将以上参数代入式(3)，即可得到注入井的最大注入压力升幅，ΔP_max计算结果如表6所示，

$>{\mathrm{\Delta P}}_{max}=0.16T_k\frac{q\mu }{kh}\ln \frac{r}{r_w}---\left(3\right)$>

其中，q为日注入量，m³/d；μ为注入介质的粘度，mPa.s；Tk为平均突进系数；h为油层厚度，m；r_w为井筒半径，m；k为平均渗透率，mD；r为注采井距，m。

表1克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区参数采集表

表2克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区渗透率参数数据表

表3克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区平均渗透率计算结果

表4克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区突进系数数据表

表5克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区平均突进系数计算结果

表6克拉玛依油田七东1区聚合物驱试验区最大注入压力升幅计算结果

以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案作出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。