彭昱強(qiáng) 王曉春 羅富平

摘要：為改善QHD32—6稠油油田的水驅(qū)開發(fā)效果，開展了氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)提高采收率數(shù)值模擬研究。根據(jù)該油田A9井組的地質(zhì)油藏條件，建立三維地質(zhì)模型。在歷史擬合的基礎(chǔ)上，對氯氣泡沫調(diào)驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計，并進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測和經(jīng)濟(jì)評價。研究結(jié)果表明，氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)最佳注采參數(shù)為：氣液比為1:2，井組合理注液速度為800m^{3/／d左右，最佳泡沫劑濃度為0.3％-0.5％(質(zhì)量分?jǐn)?shù))，最佳驅(qū)替體積為0.15PV左右，最佳氮?dú)馀菽稳麨?0d左右。經(jīng)濟(jì)評價表明，采用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)方案，其投入產(chǎn)出比為1：5。該井組采用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)可以較好地改善注水開發(fā)效果，達(dá)到降水增油和提高原油采收率的目的。}

關(guān)鍵詞：油藏數(shù)值模擬；提高采收率；氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)；注采參數(shù)優(yōu)選；海上稠油油田；QHD32—6油田

中圖分類號：TE319文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

引言

泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)能夠同時提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率，從而較大幅度地提高原油采收率。近年來，泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)在國內(nèi)逐漸受到重視，陸地油田進(jìn)行了大量室內(nèi)研究與現(xiàn)場試驗。QHD32—6油田是位于渤海中部的一個大型稠油油田，由于地下油水粘度比大、合注合采和井距大等原因，導(dǎo)致注入水沿高滲透層突進(jìn)，水驅(qū)開發(fā)效果差。為了尋求能夠高效開發(fā)該油田和類似海上稠油油田的技術(shù)，開展了氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)研究。在物模研究基礎(chǔ)上，以QHD32—6油田的A9井組作為研究對象，開展了氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)油藏數(shù)值模擬研究，以探討該調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上稠油油田應(yīng)用的可行性。

1油藏基本概況

研究井組——A9井組位于QHD32—6油田的北區(qū)。該區(qū)塊明下段的各油層組構(gòu)造整體是南北受近東西向斷層挾持，向東西傾伏的斷裂背斜。明下段地層從上至下劃分為Nm0、Nm1、Nm2、Nm3、Nm4、Nm5等6個油層組，存在多個油水系統(tǒng)，以巖性油藏和構(gòu)造層狀油藏為主。儲集層埋深小于1500m，因此成巖作用較弱，砂巖疏松，儲層物性好，平均孔隙度為35％，平均滲透率為3000×10^{-3/μm3/，50℃地面脫氣原油粘度為280—1100mPa·s，地下原油粘度為62.5～310.6 mPa·s。該區(qū)含油面積為7.2km2/，石油地質(zhì)儲量為920 x104/m3/。}

2建模及歷史擬合

2.1建立地質(zhì)模型

應(yīng)用cMG軟件三維可視化地質(zhì)建模軟件BUILDER，結(jié)合鉆井、測井及分析化驗資料，對研究井組油藏主體儲層進(jìn)行研究，建立井組油藏的三維地質(zhì)模型。井組模型南北向為890 m，東西向為950m；模型內(nèi)包括9口井，其中8口生產(chǎn)井，1口注水井。采用中心對稱不等距網(wǎng)格，網(wǎng)格劃分為44×36×45，共71280個節(jié)點(diǎn)。根據(jù)地質(zhì)建模輸出的模型參數(shù)，利用CMG數(shù)值模擬軟件的初始化功能，建立井組的數(shù)值模擬模型。

2.2開發(fā)動態(tài)和歷史擬合

研究井組采用350m井距、反九點(diǎn)注水井網(wǎng)、一套開發(fā)層系籠統(tǒng)注水開發(fā)，各油井合層開采。2001年投入開發(fā)，2003年4月轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。井組所在區(qū)塊已進(jìn)入產(chǎn)能遞減階段，隨著含水上升，采液指數(shù)下降。注水井吸水能力強(qiáng)，但不同層位吸水強(qiáng)度差別較大。油層厚，非均質(zhì)性強(qiáng)，合采存在比較嚴(yán)重的層間干擾。截至2005年6月，研究井組累計產(chǎn)油61.6×10^{4/m2/，累計產(chǎn)水81.3×104/m3/，綜合含水率為56.9％，采出程度為6.2％。}

利用建立的井組油藏數(shù)值模擬模型進(jìn)行歷史擬合，主要針對井組所在的油層壓力、產(chǎn)量、含水以及單井的動態(tài)生產(chǎn)資料進(jìn)行擬合，使模型能夠較好地符合地下油層的實際情況。歷史擬合曲線與實際生產(chǎn)變化動態(tài)非常接近，歷史擬合達(dá)到預(yù)期目的。

3氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選

在歷史擬合的基礎(chǔ)上，應(yīng)用CMG數(shù)模軟件的STARS模擬器，對影響氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的主要因素，如注液速度、驅(qū)替體積、氣液比、泡沫劑濃度和泡沫段塞進(jìn)行優(yōu)選，以確定合理的注入?yún)?shù)。

3.1注液速度優(yōu)選

注液速度是氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的一個重要參數(shù)指標(biāo)。對于特定的油藏，存在一個最優(yōu)的注液速度：如果低于此值，單位時間內(nèi)產(chǎn)生的泡沫量太少，達(dá)不到有效封堵高滲透層位的目的，注入泡沫的波及范圍不夠，開發(fā)效果不理想；若高于此值，單位時間內(nèi)產(chǎn)生的泡沫過多，則會導(dǎo)致井口注入壓力增加過快，無法順利注入泡沫。

為確定井組最佳的注液速度，在泡沫劑濃度0.5％、氣液比1:2的條件下，分別模擬了注液速度為400、600、800、1000、1200m^{3/／d時氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的開采效果(圖1)。}

由圖1可知，隨著注液速度的增加，對應(yīng)的采出程度呈現(xiàn)先增加、后平穩(wěn)、最后再下降的趨勢，而采油速度不斷增加。綜合考慮采出程度和采油速度認(rèn)為，注液速度為800m^{3/／d較為合理。}

3.2驅(qū)替體積優(yōu)選

在注液速度為800m^{3/／d、泡沫劑濃度為0.5％、氣液比1:2的條件下，對注入不同孔隙體積的驅(qū)替液進(jìn)行優(yōu)選(圖2)。}

為分析泡沫調(diào)驅(qū)的增油效果，需扣除水驅(qū)、泡沫劑以及氮?dú)獾扔绊懸蛩亍Ｓ蓤D2可知，隨著驅(qū)替體積的增大，采出程度不斷增加。但從敏感性角度來看，當(dāng)驅(qū)替體積從0.03PV增至0.15PV時，凈增產(chǎn)油量增加最快，隨后增加速度逐漸減小，經(jīng)濟(jì)效益逐漸變差。這主要是由于驅(qū)替初期，油藏含油飽和度較高，泡沫在地層中存在時間短，因此不能充分發(fā)揮調(diào)驅(qū)作用，但注入的氮?dú)庖晕馀莸男问酱嬖谟谝合嘀?，抑制了水的突進(jìn)，改變了油水流度比，這樣采出程度才逐漸提高。隨著驅(qū)替體積的增大，含油飽和度不斷降低，泡沫開始大量形成，封堵高滲通道，擴(kuò)大驅(qū)替液的波及體積，從而達(dá)到提高采收率的目的。因此，驅(qū)替體積為0.15PV比較適宜。

3.3氣液比優(yōu)選

在注液速度為800m^{3/／d、泡沫劑濃度為0.5％的情況下，研究了3：1、2：1、1：1、1：2、1：3等5種氣液比條件下氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的開發(fā)效果(圖3)。}

由圖3可知，隨著氣液比變小，采出程度逐漸下降，凈增產(chǎn)油量卻逐漸增加。從相對數(shù)值方面對比，氣液比對采出程度影響較小，對凈增產(chǎn)油量影響較大，即氣液比對經(jīng)濟(jì)效益影響比較顯著。由圖3可見，氣液比達(dá)到1:2時凈增產(chǎn)油量最大。參考氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)室內(nèi)研究和現(xiàn)場應(yīng)用采用的氣液比，同時考慮海上平臺有限空間限制施工設(shè)備的體積，不能提供太多的氣量，后續(xù)研究中取氣液比為1:2。

3.4泡沫劑濃度優(yōu)選

泡沫劑濃度決定了泡沫的發(fā)泡質(zhì)量和泡沫在

油層中能否充分發(fā)揮作用，而且對經(jīng)濟(jì)效益影響顯著。在注液速度為800m^{3/／d、氣液比為l：2的條件下，對泡沫劑濃度進(jìn)行了模擬計算，分別研究了泡沫劑濃度為0.2％、0.3％、0.4％、0.5％、0.6％和1.0％(質(zhì)量分?jǐn)?shù))時的泡沫調(diào)驅(qū)的效果(圖4)。}

由圖4可知，隨著泡沫劑濃度增加，采出程度先增加后減小，而凈增產(chǎn)油量逐漸減少。綜合考慮以上因素，合理泡沫劑濃度應(yīng)控制在0.5％以內(nèi)。

3.5段塞大小優(yōu)選

連續(xù)注入泡沫將消耗大量的泡沫劑與氮?dú)?，?dǎo)致開采成本大量增加，而采用段塞注入可以減少驅(qū)替成本。為此，在注液速度為800m^{3/／d、氣液比為1:2、泡沫劑濃度為0.5％的條件下，模擬計算了段塞間隔分別為30、60、180和360 d的開采效果(表1)。}

由表1可知，隨著段塞時間的增加，累計產(chǎn)油量與凈增產(chǎn)油量先增加后減少，而采出程度逐漸下降，段塞時間在60d左右開采效果較好，因此選用周期為60d的段塞方式注入，即注入泡沫60d后，轉(zhuǎn)注水60d，再轉(zhuǎn)注泡沫60d，如此循環(huán)。

4方案預(yù)測和經(jīng)濟(jì)評價

4.1方案預(yù)測

在注入?yún)?shù)優(yōu)選的基礎(chǔ)上，對井組注入氮?dú)馀菽稳M(jìn)行了生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測，將水驅(qū)和氮?dú)馀菽稳?qū)兩種方式進(jìn)行了對比預(yù)測，設(shè)計以下4種注入方案：方案1為水驅(qū)，注液速度為800 m3／d，驅(qū)替體積為0.15 PV，采注比為1.0；方案2為氮?dú)馀菽稳?qū)，實施參數(shù)為：注液速度為800m^{3/／d，氣液比為1:2，泡沫劑濃度為0.5％，段塞間隔為60 d，驅(qū)替體積為0.15 PV，采注比為1.0，開發(fā)時間與方案1相同；方案3為水驅(qū)，注液速度為800m3/／d，驅(qū)替體積為0.1PV，采注比為1.0；方案4為氮?dú)馀菽稳?qū)，實施參數(shù)為：注液速度為800m3/／d，氣液比為1:2，泡沫劑濃度為0.5％，段塞間隔為60d，驅(qū)替體積為0.10PV，采注比為1.0，開發(fā)時間與方案3相同。以上方案不同之處僅在于驅(qū)替體積，水驅(qū)開發(fā)方案和優(yōu)化的氮?dú)馀菽稳?qū)開發(fā)方案生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測結(jié)果見表2。可見，氮?dú)馀菽稳?qū)優(yōu)化方案可累計產(chǎn)水493.5×104/m3/，累計產(chǎn)油143.7×104/m3/，平均日產(chǎn)油233.7m3/／d，階段采出程度14，5％，開發(fā)效果較優(yōu)。}

氮?dú)馀菽稳?qū)和水驅(qū)方案的產(chǎn)能安排見表3(僅列出前5 a)。由表3可見，水驅(qū)含水率始終維持在高位，比氮?dú)馀菽稳?qū)含水率高24個百分點(diǎn)以上，而且氮?dú)馀菽稳?qū)的采油速度明顯高于水驅(qū)采油速度。但是，隨著氮?dú)馀菽稳?qū)時間的延長，其含水率上升較快，速度高于水驅(qū)含水率上升速度，說明到驅(qū)替后期，氮?dú)馀菽恼{(diào)驅(qū)效果在逐漸減弱。

4.2經(jīng)濟(jì)評價

根據(jù)上述方案預(yù)測結(jié)果，對開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評價。取原油價格為3000元／t，水處理費(fèi)為10元／t，30％濃度的泡沫劑價格為8000元／t，標(biāo)準(zhǔn)氮?dú)鈨r格為1元／m^{3/，施工作業(yè)費(fèi)、測試費(fèi)以及其他費(fèi)用合計為150×104/元／a。經(jīng)過計算，方案2的投入產(chǎn)出比為1.0:4.6，方案4的投入產(chǎn)出比為1.0:6.1?？梢姡?dú)馀菽稳{(diào)驅(qū)方案的經(jīng)濟(jì)效益比較顯著。}

5結(jié)論及建議

(1)經(jīng)過模擬計算和參數(shù)優(yōu)選，QHD32—6油田A9井組的合理氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)參數(shù)為：注液速度為800m^{3/／d，氣液比為1:2，泡沫劑濃度為0.5％(質(zhì)量分?jǐn)?shù))，采取段塞式注入，且段塞注入周期為60d。}

(2)為了使技術(shù)的經(jīng)濟(jì)效益最大化和試驗順利進(jìn)行，按照模擬計算結(jié)果，建議在井組實施氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的初期，泡沫劑濃度保證在0.5％左右。當(dāng)?shù)貙訅毫ι吆?，適當(dāng)降低泡沫劑濃度。

(3)通過經(jīng)濟(jì)評價，QHD32—6油田A9井組采用氮?dú)馀菽稳{(diào)驅(qū)技術(shù)能夠達(dá)到降水增油和提高原油采收率的目的，可取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。

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