夏志增,張瀟華,任偉偉

(1.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院, 山東 東營 257061; 2.勝利油田東勝集團(tuán)股份公司, 山東 東營 257000)

提高采收率(EOR)技術(shù)在油氣開采領(lǐng)域的地位日益重要。熱采、化學(xué)驅(qū)、氣驅(qū)和微生物驅(qū)是公認(rèn)的四大類EOR技術(shù)[1]。其中,化學(xué)驅(qū)的產(chǎn)量約占世界EOR總產(chǎn)量的四分之一[2],且是中國原油提高采收率潛力最大的EOR技術(shù),具有廣闊的應(yīng)用前景[3- 4]?；瘜W(xué)驅(qū)主要有聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、堿驅(qū)以及復(fù)合驅(qū)等幾類。其中,聚合物驅(qū)是目前中國原油挖潛的主要技術(shù)之一,但伴隨著聚合物驅(qū)應(yīng)用的飽和,復(fù)合驅(qū)有望成為重要的接替技術(shù)之一[5- 6]。復(fù)合驅(qū)能夠通過兩種及以上驅(qū)油成分(聚合物、表面活性劑、堿)間的協(xié)同作用[7],進(jìn)一步提高原油的采出程度。聚合物-表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)(SP二元復(fù)合驅(qū))和聚合物-堿-表面活性劑三元復(fù)合驅(qū)是兩種主要的復(fù)合驅(qū)技術(shù)。其中,SP二元復(fù)合驅(qū)優(yōu)點(diǎn)顯著,得到了普遍重視[8-10]。相對于三元復(fù)合驅(qū),SP二元復(fù)合驅(qū)不存在堿組分,可避免堿組分帶來的地層傷害、破乳難等復(fù)雜問題[11-12],體系的黏度和彈性更高,且相應(yīng)的配套工藝更為簡單。室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)研究也顯示[13],在相同條件下,二元體系有更高的采收率。作為一種具有較大潛力的化學(xué)驅(qū)技術(shù),二元復(fù)合驅(qū)的現(xiàn)場試驗(yàn)效果總體較好[14-17]。但相關(guān)研究還不深入,存在開發(fā)規(guī)律認(rèn)識不清等問題。因此,加強(qiáng)二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)的動態(tài)規(guī)律及影響因素的研究,對認(rèn)識其開發(fā)特點(diǎn),提高復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果具有重要意義。

1 數(shù)值模擬模型

1.1 數(shù)值模擬原理

二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)油藏過程中存在較為復(fù)雜的物化現(xiàn)象,涉及的機(jī)理比較復(fù)雜?？紤]水、油、聚合物和表面活性劑四種組分,使用CMG-STARS模擬軟件進(jìn)行了二元復(fù)合驅(qū)的模擬研究[18-19]?？紤]的主要機(jī)理如下:

(1)聚合物的增黏作用。聚合物的存在能增加水相黏度,降低水油流度比,水相的黏度使用線性混合法則計(jì)算,表示為

(1)

式中,μw為水相黏度,mPa·s;nc為水相中的組分?jǐn)?shù)量;i為水相中的組分,包括聚合物組分、表面活性劑組分和水組分;xi為水相中各組分的摩爾分?jǐn)?shù)。

(2)聚合物和表面活性劑的吸附。聚合物和表面活性劑在儲層運(yùn)移過程中會吸附在孔喉表面,忽略溫度的影響,吸附量的大小與濃度有關(guān),使用Langmuir吸附等溫式描述,表示為

(2)

式中,Γi為化學(xué)劑(聚合物和表面活性劑)的吸附量,kg/m3;ci為化學(xué)劑(聚合物和表面活性劑)的摩爾分?jǐn)?shù);i為聚合物或表面活性劑;a、b為公式參數(shù)。

(3)低界面張力。表面活性劑的加入能降低油水兩相的界面張力,在數(shù)值模擬中,通過改變不同界面張力下的油水相對滲透率曲線來模擬表面活性劑的作用機(jī)理。

(4)滲透率下降。二元復(fù)合驅(qū)時,水相有效滲透率會發(fā)生下降,主要是由于聚合物分子的不可及孔隙體積和化學(xué)劑(聚合物和表面活性劑)的吸附導(dǎo)致。滲透率的計(jì)算式為

kn=kw/Rk.

(3)

式中,kn為下降后的水相有效滲透率,10-3m2;kw為水相初始有效滲透率,10-3μm2;Rk為滲透率下降系數(shù)。

1.2 模型建立

中國首例SP二元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)在勝利油田孤東七區(qū)西開展,取得了明顯的降水增油效果[20]。

并于2007年11月在孤東、孤島油田推廣應(yīng)用[21]。

根據(jù)勝利油田孤東七區(qū)西基礎(chǔ)參數(shù)建立數(shù)值模擬模型[22],進(jìn)行二元復(fù)合驅(qū)動態(tài)規(guī)律的研究。如圖1所示,模型采用41×31×12的正交網(wǎng)格。其中,x、y、z方向的網(wǎng)格長度均為10 m,k方向劃分為12個研究小層,地質(zhì)儲量為26.5×104m3。模型的儲層參數(shù)值見表1,油水相滲曲線見圖2。

圖1 二元復(fù)合驅(qū)基礎(chǔ)模型示意圖(頂深,m)

圖2 相對滲透率曲線(不存在化學(xué)劑時)

油藏埋深/m孔隙度φ/%有效厚度/m平均滲透率/10-3 μm2滲透率變異系數(shù)原始壓力/MPa原始地層溫度/℃原始含油飽和度原油黏度/(mPa·s)1 256.28～1 280.070.348.501 5160.4812.4068.000.7045.00

模型采用四注一采的五點(diǎn)井網(wǎng),注采比為1∶1。其中,各注入井的注入流量為27 m3/d,生產(chǎn)井的產(chǎn)量為108 m3/d。二元復(fù)合驅(qū)段塞為三段式[23],包括前置聚合物段塞、二元主段塞和后置聚合物段塞。模擬研究時,注水開發(fā)至生產(chǎn)井含水率達(dá)到96.39%時,開始二元復(fù)合驅(qū)替,開發(fā)動態(tài)參數(shù)如表2所示。二元復(fù)合驅(qū)段塞注入結(jié)束后,進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。

表2 開發(fā)動態(tài)參數(shù)

2 生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律分析

2.1 化學(xué)劑產(chǎn)出特征

圖2為化學(xué)劑產(chǎn)出的濃度曲線。可以看出,表面活性劑的產(chǎn)出滯后于聚合物;聚合物和表面活性劑產(chǎn)出時,隨著累計(jì)注入PV數(shù)(孔隙體積倍數(shù))的增加,二者濃度首先快速上升,達(dá)到峰值后以較快速度下降至趨于平緩,其中聚合物和表面活性劑產(chǎn)出的峰值濃度分別為1 050 mg/L和2 835 mg/L?？傮w變化規(guī)律與閆文華等[24]的研究一致。

這是因?yàn)榍爸镁酆衔锒稳拇嬖诩氨砻婊钚詣┍旧磔^聚合物更易于吸附的性質(zhì),造成了表面活性劑產(chǎn)出滯后于聚合物;化學(xué)劑注入一段時間后形成竄流通道,其產(chǎn)出濃度將快速上升;隨著化學(xué)劑段塞注入結(jié)束,轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū),化學(xué)劑的供應(yīng)中斷,注入水沿竄流通道突進(jìn),使化學(xué)劑濃度降低,產(chǎn)出濃度下降。

圖2 化學(xué)劑產(chǎn)出濃度變化曲線

2.2 生產(chǎn)井井底流壓

圖3為生產(chǎn)井井底流壓的變化曲線。隨著累計(jì)注入PV數(shù)增加,生產(chǎn)井井底流壓曲線呈現(xiàn)出先快后緩的增長趨勢;注入化學(xué)劑后,生產(chǎn)井井底流壓快速下降;化學(xué)劑注入結(jié)束后,井底流壓以較快的速度回升至單純水驅(qū)條件下的緩慢增長趨勢。

這是因?yàn)?在注采平衡的條件下,注入前置聚合物段塞后,由于注入流體的黏度較大,滲流阻力變大,壓力波傳播受阻,導(dǎo)致生產(chǎn)井井底流壓下降;注入一段時間,特別是二元主段塞的注入,更多的油量得到動用,由于油的黏度較高,滲流阻力增加,壓力波傳播受阻,促使井底流壓繼續(xù)下降;隨著后置聚合物段塞注入的結(jié)束,化學(xué)驅(qū)的效果逐漸減弱,注采井間的連通狀況變好,井底流壓結(jié)束下降趨勢,逐漸回升。整個二元復(fù)合驅(qū)期間,井底流壓最大降幅達(dá)54%。

圖3 生產(chǎn)井井底流壓變化曲線

2.3 含水率及日產(chǎn)油

圖4、5分別為生產(chǎn)井含水率和日產(chǎn)油的變化曲線。隨著累計(jì)注入PV數(shù)增加,含水率呈現(xiàn)先快后緩的增長趨勢,相應(yīng)地,日產(chǎn)油量呈現(xiàn)先快后緩的下降趨勢;注入化學(xué)劑后,含水率快速下降,日產(chǎn)油量快速上升;化學(xué)劑注入結(jié)束后,含水率和日產(chǎn)油逐漸恢復(fù)至單純水驅(qū)條件下的緩慢變化趨勢。整個二元復(fù)合驅(qū)期間,含水率的最大降幅為21%,日產(chǎn)油的最大增幅為85%,降水增油效果顯著。

圖4 含水率變化曲線

圖5 日產(chǎn)油變化曲線

這是因?yàn)?化學(xué)驅(qū)開始后,在聚合物作用下,驅(qū)替流體較水驅(qū)具有更大的波及體積,總的可動油量增加;二元主段塞中的表面活性劑使油水界面張力在較大程度上得到降低,洗油效率大大提高,也促進(jìn)了日產(chǎn)油量的升高和含水率的降低。隨著化學(xué)驅(qū)轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū),化學(xué)驅(qū)的效果逐漸減弱,含水率結(jié)束下降趨勢開始回升,相應(yīng)的日產(chǎn)油量逐漸降低。模擬結(jié)束時,二元復(fù)合驅(qū)相對水驅(qū)累計(jì)增油3.2×104m3,提高采收率9.2%。在單純水驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)條件下模型中的含油飽和度分布如圖6所示?？梢钥闯?相對于水驅(qū),二元復(fù)合驅(qū)條件下儲層的含油飽和度降低范圍更大,降低程度更明顯。

圖6 含油飽和度分布(模擬結(jié)束時刻)

3 影響因素分析

為研究生產(chǎn)參數(shù)對二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果的影響,采用單因素分析方法,其他參數(shù)保持不變,以提高采收率值為目標(biāo)函數(shù),分析了后續(xù)水驅(qū)至含水率為99%時的提高采收率效果(相對水驅(qū))。所選取的參數(shù)包括注入時機(jī)、注入速度、化學(xué)劑濃度和化學(xué)劑段塞尺寸4種。

3.1 注入時機(jī)

注入時機(jī)取含水率為86%、89%、92%、95%和98%時注入化學(xué)劑進(jìn)行模擬研究,結(jié)果如圖7所示。隨著注入時機(jī)延后,提高采收率效果逐漸變差。這是因?yàn)樽⑷霑r機(jī)越晚,注入化學(xué)劑后能夠額外動用油量越少,相應(yīng)的開發(fā)效果也越有限。

圖7 注入時機(jī)對提高采收率的影響

3.2 注入速度

注入速度取0.05、0.07、0.09、0.11和0.125 PV 5個水平進(jìn)行模擬研究。在不同的注入速度下,保持化學(xué)劑的總注入量與基礎(chǔ)方案相同,結(jié)果如圖8所示?？梢钥闯觯⑷胨俣仍礁?提高采收率效果越好。從0.05PV/a到0.125PV/a，提高采收率值增加約5%。這是因?yàn)?在注采平衡條件下,注入速度越大,一定時間內(nèi)注入地層的液量越高，產(chǎn)液量也越大,相應(yīng)的產(chǎn)油量也越高。但隨著注入速度增加，提高采收率增長程度變緩。

圖8 注入速度對提高采收率的影響

3.3 化學(xué)劑濃度

化學(xué)劑濃度對提高采收率效果影響的研究以二元主段塞中表面活性劑的濃度為基準(zhǔn)進(jìn)行方案設(shè)計(jì)。二元主段塞中表面活性劑的質(zhì)量濃度取2 000、3 000、4 000、5 000、6 000 mg/L 五個水平,相應(yīng)的聚合物質(zhì)量濃度根據(jù)基礎(chǔ)模型進(jìn)行等比例調(diào)整,而保持表面活性劑和聚合物的總注入量不變,結(jié)果圖9所示。

可以看出，隨化學(xué)劑濃度(表面活性劑濃度)的增加，提高采收率值整體略有增加，但總體變化幅度不足0.5%，因此化學(xué)劑濃度對提高采收率的影響不大。這是因?yàn)?化學(xué)劑的總注入量保持一定,因此不同方案下的增油效果相差不大。

3.4 化學(xué)劑段塞尺寸

保持化學(xué)劑注入濃度不變,調(diào)整二元主段塞的尺寸,分別取0.1、0.2、0.3、0.4和0.5 PV 五個水平進(jìn)行模擬研究,結(jié)果如圖10所示。可以看出，化學(xué)劑段塞越大,提高采收率越高。從0.1PV到0.5PV，提高采收率增加約8%。這是因?yàn)?段塞尺寸越大,化學(xué)劑的注入總量越大,作用越顯著,因而相應(yīng)的化學(xué)劑洗油效率和波及程度越顯著，可以額外動用的油量越高,開發(fā)效果越好。

圖9 化學(xué)劑濃度對提高采收率的影響

圖10 段塞尺寸對提高采收率影響

4 結(jié) 論

(1)結(jié)合典型區(qū)塊參數(shù),使用數(shù)值模擬方法研究了二元復(fù)合驅(qū)方式下的生產(chǎn)動態(tài)特點(diǎn),并分析了開發(fā)參數(shù)對開發(fā)效果的影響規(guī)律。

(2)二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)油藏時,表面活性劑先于聚合物產(chǎn)出。隨著注入PV數(shù)的增加,化學(xué)劑濃度首先快速上升,達(dá)到濃度峰值后,以較快速度下降至趨于平緩。

(3)二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)油藏時,生產(chǎn)井井底流壓大幅降低,含水率下降明顯,取得了良好的增油效果,提高采收率效果顯著。

(4)在本文的參數(shù)研究范圍內(nèi),注入時機(jī)越早,注入速度越高,化學(xué)劑段塞越大,二元復(fù)合驅(qū)的提高采收率效果越好,化學(xué)劑濃度的變化對提高采收率效果影響不大。