姬奧林

(中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng) 257015)

孤東油田七區(qū)西Ng63+4大孔道油藏二元復(fù)合驅(qū)油提高采收率方案設(shè)計(jì)

姬奧林

(中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng) 257015)

孤東油田七區(qū)西Ng63+4是典型的大孔道油藏，其孔隙度平均31.7%，滲透率平均2 324×10-3μm2，該油藏注水開發(fā)階段水竄嚴(yán)重、注水利用率低、綜合含水高、水驅(qū)采收率低，為此，在對(duì)高滲條帶進(jìn)行有效封堵的基礎(chǔ)上，開展了表面活性劑和聚合物二元復(fù)合驅(qū)油研究，提出并篩選了聚合物和最佳表面活性劑配方，在技術(shù)、經(jīng)濟(jì)對(duì)比的基礎(chǔ)上對(duì)復(fù)合驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果表明：二元復(fù)合驅(qū)油方案實(shí)施后，孤東油田七區(qū)西Ng63+4可提高采收率7.3%，累積增油26.74×104t。

Ⅳ類大孔道油藏；二元復(fù)合驅(qū)；提高采收率；方案優(yōu)化

勝利油區(qū)主力油田逐步進(jìn)入高含水、特高含水期，穩(wěn)產(chǎn)難度大，開發(fā)矛盾日漸突出，勘探新增儲(chǔ)量的難度增大，成本增高，因此進(jìn)一步提高已探明、已開發(fā)儲(chǔ)量的采收率已經(jīng)成為十分迫切的工作，提高Ⅳ類大孔道油藏和聚合物驅(qū)后單元采收率技術(shù)越來(lái)越受到人們的關(guān)注。化學(xué)驅(qū)資源及潛力評(píng)價(jià)結(jié)果表明，勝利油區(qū)適合化學(xué)驅(qū)的總資源為16.05×108t，其中Ⅳ類大孔道油藏資源為1.25×108t，該項(xiàng)目的研究對(duì)這部分儲(chǔ)量乃至國(guó)內(nèi)外同類型油藏提高采收率具有重要的指導(dǎo)意義，推廣應(yīng)用前景廣闊。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

孤東油田七區(qū)西Ng63+4是Ⅳ類大孔道油藏的典型代表，試驗(yàn)區(qū)位于孤東油田七區(qū)西Ng63+4中部的主河道區(qū)域。試驗(yàn)區(qū)含油面積1.65 km2，有效厚度11.5 m，地質(zhì)儲(chǔ)量392×104t。

單元砂巖以細(xì)、粉細(xì)砂巖為主，膠結(jié)程度比較疏松，粒度中值平均0.14μm，分選系數(shù)平均為1.76，孔隙度平均31.7%，滲透率平均2 324×10-3μm2，孔喉半徑平均值8.81～11.12 μm，屬于高孔、高滲、中孔、中喉、非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層。目前地面原油黏度928 mPa·s，產(chǎn)出水礦化度10 095 mg/L，鈣鎂離子含量332 mg/L。試驗(yàn)區(qū)自1986年投產(chǎn)，目前已經(jīng)進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，截至2010年4月，試驗(yàn)區(qū)有油井32口、開井29口，有注水井18口、開井16口，平均單井日產(chǎn)油1.57 t，單井日產(chǎn)液119.13 t，綜合含水98.7%，采出程度42.4%。

試驗(yàn)區(qū)存在高滲條帶，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

(1)啟動(dòng)壓力低、吸水指數(shù)大。孤東七區(qū)西Ng63+4單元目前平均注水量為279 m3/d，平均注入壓力為11.8 MPa，視吸水指數(shù)為23.64 m3/(d·m)，注水量大，視吸水指數(shù)高。統(tǒng)計(jì)孤東油田Ng63+4初期以及特高含水期啟動(dòng)壓力以及吸水指數(shù)變化情況，特高含水期后啟動(dòng)壓力降低3.7 MPa，而每米吸水指數(shù)增加2.8 m3/ (d·MPa·m)。

(2)吸水剖面差異大，高滲層吸水遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于低滲層。吸水剖面監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示各層段相對(duì)吸水量與滲透率分布狀況一致，且隨著開發(fā)的進(jìn)行，吸水厚度逐漸減小，占射開層段的百分比也隨之減少。部分井吸水剖面資料也顯示，目前部分層段吸水百分?jǐn)?shù)占全井60%以上，而其厚度一般不到射開厚度的40%，注入水沿高滲條帶突進(jìn)現(xiàn)象明顯。

(3)水線推進(jìn)快，突破厚度小。油井同位素監(jiān)測(cè)反映，層內(nèi)存在高滲條帶部位的水驅(qū)速度快。根據(jù)孤東7-27-226井示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果，最早見示蹤劑的井突破時(shí)間為第7天，其前緣水線推進(jìn)速度為22.86 m/d，其余井的推進(jìn)速度也基本在10 m/d以上，較初期推進(jìn)速度0.35～0.47 m/d增長(zhǎng)30～70倍；而高滲條帶突破厚度非常小，僅有0.07～0.77 m。孤東7-30-246井組的示蹤劑檢測(cè)結(jié)果也顯示了相同的規(guī)律。

研究認(rèn)為，大幅度提高此類存在高滲條帶油藏的采收率，首先需要對(duì)高滲條帶進(jìn)行有效封堵，然后采用高效驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)替。

2 驅(qū)油體系室內(nèi)研究

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用水：東三聯(lián)污水，其中TDS含量9 069 mg/L，Ca2++Mg2+含量285 mg/L。其它離子組成見表1。

實(shí)驗(yàn)用油：26-266井、34-4226井、28-206井原油；實(shí)驗(yàn)溫度：70℃。

表1 東三聯(lián)污水注入離子組成 mg/L

2.2 表活劑配方設(shè)計(jì)

以勝利油田原油為原料生產(chǎn)的石油磺酸鹽與勝利原油具有較好的適應(yīng)性。首先考察了石油磺酸鹽對(duì)孤東七區(qū)西Ng63+4原油的降低界面張力情況，經(jīng)測(cè)定界面張力為1.2×10-2mN/m，單一石油磺酸鹽難以使油水界面張力達(dá)到超低值。

通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，石油磺酸鹽作為陰離子表面活性劑，其極性頭間存在較強(qiáng)的電性排斥作用，而且由于其來(lái)源于原油，因此疏水鏈的結(jié)構(gòu)也多種多樣，使界面膜排列不緊密，界面活性不高。需要選擇分子結(jié)構(gòu)適宜的輔助表面活性劑，發(fā)揮復(fù)配協(xié)同作用，且少量添加即可大大優(yōu)化石油磺酸鹽的界面活性。采取將石油磺酸鹽與非離子表面活性劑復(fù)配的方式來(lái)提高表面活性劑體系的界面活性[2-3]。為此考察了石油磺酸鹽與非離子表面活性劑復(fù)配體系的降低界面張力情況(表2)。

表2 石油磺酸鹽復(fù)配體系降低界面張力情況

在孤東七區(qū)西Ng63+4油水條件下，表2中序號(hào)1、2、4的三個(gè)配方體系可使界面張力達(dá)到超低值。

2.2.1 復(fù)配體系配比分析

二元復(fù)合驅(qū)在注入過(guò)程中受注入系統(tǒng)穩(wěn)定性影響較大，需要復(fù)配體系具有較寬的配比范圍[4]?？疾炝薙LPS/W-5、SLPS/1#、SLPS/HS-2三種體系的配比對(duì)降低界面張力的影響(圖1)。

圖1 不同配比復(fù)配體系降低界面張力情況

由圖1可以看出SLPS/1#、SLPS/W-5兩個(gè)配方體系在3∶1～1∶2范圍內(nèi)均可使界面張力達(dá)到超低，具有較寬的配比范圍，推薦配比為2/1。 SLPS/HS-2只能在2∶1和1∶1情況下使界面張力達(dá)到超低，配比范圍較窄。

2.2.2 抗鈣鎂能力分析

注入污水經(jīng)過(guò)無(wú)數(shù)次的注入和采出分離，勢(shì)必造成注入污水礦化度升高和鈣鎂離子含量的升高，因此要求表面活性劑對(duì)鈣鎂離子濃度有一定的適應(yīng)能力[5]?？疾炝薙LPS/1#、SLPS/W-5兩個(gè)復(fù)配體系的抗鈣鎂能力。以孤東三號(hào)聯(lián)合站處理污水為基礎(chǔ)，配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%、配比為2∶1的表面活性劑溶液，加入不同濃度的Ca2+，觀察溶液變化情況，并測(cè)定其降低界面張力情況。結(jié)果如表3。

2.2.3 表面活性劑濃度窗口分析

由于地層水的稀釋，表面活性劑注入地下以后，濃度變稀，因此就需要所選用表面活性劑具有較寬的濃度窗口。為此分析了兩種復(fù)配體系(配比2∶1)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)26-266井原油的界面張力的影響，結(jié)果見圖2。

分析發(fā)現(xiàn)，兩種體系在0.3%～0.8%范圍內(nèi)可使界面張力達(dá)到超低，考慮注入因素及經(jīng)濟(jì)因素，推薦質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%。

2.3 聚合物的篩選

考慮孤東七區(qū)西Ng63+4油藏條件除具有大孔道特征外，與孤東其他二元驅(qū)及聚合物驅(qū)單元條件類似，優(yōu)先考慮生產(chǎn)工藝成熟、具有工業(yè)化產(chǎn)品、正在礦場(chǎng)應(yīng)用的聚合物進(jìn)行性能研究。選擇了三種常規(guī)聚合物主要進(jìn)行了增黏性能研究。利用清水配制5 000 mg/L的聚合物母液，然后利用孤東東三聯(lián)污水稀釋至不同濃度，繪制聚合物黏濃曲線。

表3 表面活性劑體系加入Ca2+后降低界面張力情況 Nm/m

圖2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑復(fù)配體系降低界面張力情況

由圖3看出，3種礦場(chǎng)應(yīng)用聚合物濃度為1 500 mg/L時(shí)，黏度均在20 mPa·s以上，濃度為2 000 mg/L時(shí)黏度40 mPa·s，能夠滿足礦場(chǎng)應(yīng)用要求，推薦聚合物濃度1 500～2 000 mg/L。

圖3 不同聚合物黏濃曲線

2.4 室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)

物理模擬試驗(yàn)是室內(nèi)評(píng)價(jià)復(fù)合驅(qū)的一個(gè)重要環(huán)節(jié)，通過(guò)模擬地層條件(包括地層實(shí)際溫度、壓力、滲透率、含油飽和度等)對(duì)篩選配方進(jìn)行注入濃度、注入段塞、注入時(shí)機(jī)等實(shí)驗(yàn)，可以對(duì)配方進(jìn)行進(jìn)一步優(yōu)化，制定合適的注入方案。

油水樣品：用蒸餾水配制成地層水、注入水，原油為26-266井脫水原油，黏度為60 mPa·s。

巖心模型：用石英砂充填的雙管模型；長(zhǎng)度30 cm，直徑1.5 cm，滲透率k1=1 000×10-3μm2；k2=3000×10-3μm2。

驅(qū)油步驟：巖心抽空→飽和水→飽和油→水驅(qū)至含水94%，轉(zhuǎn)注不同配方及配方段塞水驅(qū)至含水高于98%時(shí)結(jié)束。

為考察二元驅(qū)增油效果，進(jìn)行了二元驅(qū)與同等經(jīng)濟(jì)和相同段塞大小條件下聚合物驅(qū)試驗(yàn)，結(jié)果如表4。在相同段塞條件下，二元驅(qū)提高采收率幅度優(yōu)于單一聚合物驅(qū)和單一表面活性劑驅(qū)的和。在同等經(jīng)濟(jì)條件下，單一聚合物驅(qū)提高采收率幅度為16.1%，低于二元驅(qū)的18.7%。

表4 復(fù)配體系與聚合物在同等經(jīng)濟(jì)條件下對(duì)比

3 方案參數(shù)優(yōu)化

3.1 油藏?cái)?shù)值模擬研究

根據(jù)油藏主要滲流方向，數(shù)值模擬網(wǎng)格方向設(shè)置為主河道方向；根據(jù)韻律段厚度、高滲條帶發(fā)育情況、數(shù)值模擬合理運(yùn)算速度及剩余油描述精度，設(shè)置平面網(wǎng)格步長(zhǎng)15 m×15 m；不同韻律段模擬層個(gè)數(shù)(即縱向網(wǎng)格厚度)：Ng631模擬層2個(gè)(平均網(wǎng)格厚度1 m)；Ng632模擬層7個(gè)(平均網(wǎng)格厚度0.5 m)；Ng641模擬層10個(gè)(平均網(wǎng)格厚度0.5 m)；Ng642模擬層10個(gè)(平均網(wǎng)格厚度1 m)。并且韻律段之間的夾層也分別作為一個(gè)模擬層，其網(wǎng)格最小厚度為井點(diǎn)夾層識(shí)別的最小厚度，能夠精確刻畫夾層。最終模型網(wǎng)格規(guī)模為28.2萬(wàn)。

在地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，綜合地質(zhì)研究成果、各項(xiàng)測(cè)試資料和動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，利用CMG模擬器，建立了油藏?cái)?shù)值模型。歷史擬合的原則為：①先整體后局部，保證全區(qū)及單層間的相對(duì)統(tǒng)一；②先滿足總指標(biāo)擬合精度，再追求單井?dāng)M合精度。

擬合方法為：①動(dòng)態(tài)調(diào)整邊界井的注入和產(chǎn)出量擬合壓力；②調(diào)整滲透率擬合單井含水。

在以上原則和方法指導(dǎo)下，進(jìn)行擬合運(yùn)算，主要擬合指標(biāo)為壓力曲線、區(qū)塊和單井含水曲線。

(1)壓力擬合結(jié)果。孤東油田七區(qū)西Ng63+4壓力系數(shù)1.05，原始油藏壓力13.91，目前平均地層壓力13.53 MPa，計(jì)算壓力13.74 MPa(圖4)，計(jì)算結(jié)果與試驗(yàn)區(qū)壓力變化規(guī)律一致。

圖4 區(qū)塊壓力擬合曲線

(2)生產(chǎn)指標(biāo)擬合結(jié)果。對(duì)中心井區(qū)54口油井進(jìn)行了重點(diǎn)擬合，產(chǎn)量及含水?dāng)M合精度均較高(圖5)，單井?dāng)M合精度可達(dá)到85%。

圖5 試驗(yàn)區(qū)中心井區(qū)生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

3.2 注采參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)正交設(shè)計(jì)方法和模糊數(shù)學(xué)原理，在復(fù)合驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，考慮各項(xiàng)技術(shù)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)綜合影響，利用基于模糊綜合評(píng)判模型的優(yōu)化設(shè)計(jì)方法對(duì)復(fù)合驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，從而確定出最佳的注采參數(shù)[6-7]。

參考室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，并考慮礦場(chǎng)的可實(shí)施性，確定復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)水平取值(表5)，表面活性劑、聚合物濃度以及段塞尺寸均在其合理的取值范圍內(nèi)等間距取四個(gè)水平值，按油價(jià)50美元/桶進(jìn)行優(yōu)化。

表5 優(yōu)化參數(shù)水平取值

決策因素選取的指標(biāo)包括技術(shù)指標(biāo)(提高采收率、折合注聚利用率、平均采油速度)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)(內(nèi)部收益率、財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值、投資回收期、投資利潤(rùn)率、投資利稅率)。

考慮技術(shù)和經(jīng)濟(jì)綜合因素，各化學(xué)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)和段塞尺寸存在一個(gè)最優(yōu)值(表6)。該試驗(yàn)區(qū)主段塞的優(yōu)化結(jié)果為(0.5%S+0.19%P)0.4 PV。數(shù)模預(yù)測(cè)二元方案實(shí)施后，可提高采收率7.3%，累積增油26.74×104t。

表6 參數(shù)不同水平取值下的綜合評(píng)判值對(duì)比

4 結(jié)論

針對(duì)孤東油田七區(qū)西Ng63+4Ⅳ類大孔道油藏，在對(duì)大孔道高滲條帶進(jìn)行有效封堵后，采用高效的二元驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)油可以大幅度提高該類油藏的采收率，預(yù)測(cè)試驗(yàn)區(qū)可提高采收率7.3%。該先導(dǎo)試驗(yàn)將為勝利油田Ⅳ類油藏及聚驅(qū)后油藏大幅度提高采收率提供技術(shù)支撐。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0122-04

2014-11-19

姬奧林，工程師，1981年生，2004年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事三次采油提高采收率的技術(shù)研究。

國(guó)家重大專項(xiàng)“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011)資助。

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