王 楠，劉義剛，張?jiān)茖?，，薛寶慶，盧祥國，曹偉佳

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司研究院，天津塘沽300450；2.提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（東北石油大學(xué)），黑龍江大慶 163318）

渤海地區(qū)稠油資源量十分巨大，占總資源量近80%。由于渤海稠油油藏儲(chǔ)層膠結(jié)疏松、滲透率高和非均質(zhì)性嚴(yán)重，加之邊水和底水比較活躍，水侵現(xiàn)象比較嚴(yán)重，導(dǎo)致水驅(qū)采收率不超過20%［1-3］。LD5-2 油田位于渤海遼東灣海域，西北距綏中市約55.0 km，東與綏中36-1油田緊鄰。油田所在海域平均水深32 m。油田迭合含油面積10.20 km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量6034.50×104m3，每平方千米可控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量591×104m3，具有較大資源潛力。據(jù)統(tǒng)計(jì)該油田垂向埋深（垂深）一般在1200數(shù)1800 m 之間，油層地下溫度50數(shù)66℃，地下原油黏度41數(shù)210 mPa·s，50℃下的地面原油黏度一般為300數(shù)8000 mPa·s，屬于高黏原油，同時(shí)該區(qū)塊原油具有密度大、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量低、凝固點(diǎn)低等特點(diǎn)［4-5］。

近年來，渤海在 NB35-2、LD5-2 和 BZ282 等區(qū)塊開展了聚合物凝膠調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的增油降水效果［6-8］；為發(fā)揮調(diào)驅(qū)和熱采協(xié)同效應(yīng)，在NB35-2油田B17、B6和B20M等井組進(jìn)行了“調(diào)驅(qū)-熱采”聯(lián)合作業(yè)礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的增油降水效果［9-10］。但由于熱采工藝不僅燃料成本高，而且井筒保溫和相關(guān)井下工具耐溫性也面臨極大挑戰(zhàn)，同時(shí)也給油井防砂技術(shù)提出了更高要求。因此，采用熱流體降低稠油黏度的做法不僅經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)難以達(dá)標(biāo)，而且技術(shù)上也面臨許多難題。與熱降黏相比，乳化降黏將降黏劑溶液與稠油混合，形成以稠油為分散相、水為連續(xù)相的O/W 型乳狀液［11-13］。由于連續(xù)相水黏度較低，乳狀液流動(dòng)過程中內(nèi)摩擦力為水相間內(nèi)摩擦力，大大降低了滲流阻力和能量消耗，同時(shí)提高了油井原油產(chǎn)量［14-16］。乳化降黏不僅技術(shù)相對(duì)簡(jiǎn)單，而且藥劑費(fèi)用較低，已成為渤海稠油開發(fā)的有效技術(shù)手段。介于渤海地區(qū)稠油資源量和開發(fā)需求，孟祥海等［17］以渤海LD5-2油藏為例，對(duì)稠油降黏劑的注入?yún)?shù)包括濃度、段塞尺寸和注入時(shí)機(jī)，以及調(diào)剖劑注入?yún)?shù)包括段塞尺寸和調(diào)剖時(shí)機(jī)對(duì)增油降水效果影響物理模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行優(yōu)化，從技術(shù)經(jīng)濟(jì)角度考慮，推薦強(qiáng)化分散劑加量范圍400數(shù)800 mg/L，段塞尺寸0.05數(shù)0.1 PV；考慮到目標(biāo)儲(chǔ)層非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，推薦采用“調(diào)剖+乳化降黏”措施組合方式，調(diào)剖劑段塞尺寸0.05數(shù)0.075 PV，措施實(shí)施時(shí)機(jī)為含水率65%數(shù)90%。筆者參考前期室內(nèi)物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果，獲取數(shù)值模擬關(guān)鍵輸入?yún)?shù)，優(yōu)化礦場(chǎng)試驗(yàn)方案，對(duì)其他稠油油藏開展“調(diào)剖+乳化降黏”措施技術(shù)具有重要參考價(jià)值。

1 數(shù)值模擬

1.1 目標(biāo)井組B15井概況

B15 井組位于油田邊部地區(qū)，周邊受效油井為B13、A24、B16、A18、B9 和 B14M 井（圖1），各受效井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表1。B15 井組地質(zhì)儲(chǔ)量為183.05×104m3。截至2015年9月1日，B15井組累產(chǎn)油41.67×104m3，采出程度22.76%，預(yù)計(jì)水驅(qū)至含水98%時(shí)累計(jì)產(chǎn)油量57.28×104m3，采收率31.29%。

圖1 B15井組井位圖

表1 B15井組受效井生產(chǎn)情況

1.2 試驗(yàn)方案增油效果預(yù)測(cè)

采用CMG 軟件（加拿大CMG 公司）進(jìn)行數(shù)值模擬研究，通過擬合物理模擬成果獲取數(shù)值模擬關(guān)鍵輸入?yún)?shù)，優(yōu)化礦場(chǎng)試驗(yàn)方案。

由于LD5-2 油田目標(biāo)儲(chǔ)層非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，擬采用“調(diào)剖+乳化降黏”組合調(diào)驅(qū)措施。在數(shù)值模擬中，考慮影響因素包括稠油降黏劑濃度、段塞尺寸和調(diào)剖劑段塞尺寸等。其中，稠油降黏劑為勝利油田恒宇科工貿(mào)有限責(zé)任公司生產(chǎn)的非離子表面活性劑，有效含量為45%；聚合物為中海油天津分公司提供的高分聚合物，相對(duì)分子質(zhì)量為1900×104，有效含量為90%；交聯(lián)劑為中海油天津分公司提供的Cr3+交聯(lián)劑，有效含量為2.59%。調(diào)剖劑為Cr3+聚合物凝膠（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1），其水平取值設(shè)計(jì)見表2。若每個(gè)影響因素取3個(gè)水平，則可以采用正交設(shè)計(jì)表L9（33）安排試驗(yàn)，見表3。

按照正交表設(shè)計(jì)方案進(jìn)行數(shù)值模擬研究，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4，其中采收率增幅指各方案最終采收率與水驅(qū)采收率的差值。

1.2.1 正交試驗(yàn)方案直觀分析

根據(jù)正交數(shù)值試驗(yàn)設(shè)計(jì)原理，最優(yōu)方案并不一定從試驗(yàn)方案中產(chǎn)生，需通過計(jì)算分析確定。用表示第j 個(gè)因素第i 水平所對(duì)應(yīng)試驗(yàn)指標(biāo)之和，則該因素第i水平的平均試驗(yàn)指標(biāo)均值為：

表2 正交設(shè)計(jì)因素與水平值

表3 L9（33）正交表

表4 B15井組采收率數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

式中，ri—第j 個(gè)因素第i 水平的試驗(yàn)次數(shù)。各因素水平均值極差為：

通過計(jì)算各注采參數(shù)不同水平試驗(yàn)指標(biāo)均值kij及各指標(biāo)均值極差Rj，可進(jìn)行以下研究：（1）找出每個(gè)注采參數(shù)最優(yōu)水平，將各注采參數(shù)最優(yōu)水平組合起來，得到該試驗(yàn)的最優(yōu)注采參數(shù)組合方案；（2）依照各注采參數(shù)均值極差大小對(duì)各注采參數(shù)重要性進(jìn)行排序，極差越大，該注采參數(shù)越重要。

B15井組水井強(qiáng)化分散劑注入?yún)?shù)正交試驗(yàn)方案直觀分析結(jié)果見表5。B15 井組水井（B15 井）稠油降黏劑藥劑濃度、段塞尺寸和調(diào)剖劑段塞尺寸等參數(shù)最優(yōu)水平分別為：1600 mg/L、0.08 PV 和0.03 PV。利用該最優(yōu)注采參數(shù)組合進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算（即“方案9”），其累計(jì)產(chǎn)油量為62.89×104m3，累計(jì)增油量為5.61×104m3，采收率增幅為3.06%。極差分析表明，各注入?yún)?shù)對(duì)稠油降黏劑增油降水效果影響主次順序?yàn)椋撼碛徒叼┒稳叽纾菊{(diào)剖劑段塞尺寸＞稠油降黏劑藥劑濃度。

表5 正交試驗(yàn)方案直觀分析表

1.2.2 動(dòng)態(tài)特征

B15 井組分別實(shí)施水驅(qū)、“方案1”（較差正交設(shè)計(jì)方案）和最優(yōu)方案（“方案9”）時(shí)的動(dòng)態(tài)特征曲線見圖2。與水驅(qū)和“方案1”相比，“最優(yōu)方案”日產(chǎn)油量較高，含水率較低。

圖2 B15井組實(shí)施3種方案時(shí)產(chǎn)油量（a）、含水率（b）與時(shí)間的關(guān)系

2 礦場(chǎng)試驗(yàn)效果分析

根據(jù)物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果，對(duì)目標(biāo)井組B15井實(shí)施“Cr3+聚合物凝膠調(diào)剖（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1，下同）+稠油降黏劑”組合措施，受效油井B13、A24、B16、A18、B9 和B14m 正常開采，注入井注入壓力特征和油井增油效果如下。

2.1 注入井

注入井B15 井“調(diào)剖+乳化降黏”施工前后共進(jìn)行了5次壓降試井，壓降曲線測(cè)試結(jié)果見圖3。B15井II油組和III 1油組壓降變化趨勢(shì)相同。調(diào)剖前壓力指數(shù)PI 值較低，調(diào)剖后壓力明顯升高，PI 達(dá)到最高值，表明調(diào)剖劑在儲(chǔ)層內(nèi)滯留，增加了滲流阻力，提高了有效壓力梯度。與調(diào)剖結(jié)束時(shí)相比，稠油降黏劑注入期間PI 值變化不大，雖略有下降，但仍保持較高壓力值，表明稠油降黏劑注入后調(diào)剖效果依然有效。這確保稠油降黏劑能轉(zhuǎn)向進(jìn)入剩余油較高的中低滲透層，進(jìn)而發(fā)揮乳化降黏和擴(kuò)大波及體積的作用。

圖3 B15井不同油組的壓降曲線

2.2 油井

B15 井組包含 6 口油井：B13、B14M、A19S1、A18、B16、A24、B26H。措施后，油井初步見到增油降水效果。截至2017年8月27日，按照凈增油法統(tǒng)計(jì)（表11），井組階段累計(jì)增油6906.4 m3，措施效果還在持續(xù)跟蹤和統(tǒng)計(jì)中。

表6 B15井組增油降水效果統(tǒng)計(jì)表

3 結(jié)論

參考前期室內(nèi)物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果，獲取數(shù)值模擬關(guān)鍵輸入?yún)?shù)，包括稠油降黏劑濃度、段塞尺寸和調(diào)剖劑段塞尺寸，通過正交試驗(yàn)方案模擬得到注入?yún)?shù)對(duì)稠油降黏劑增油降水效果影響的主次順序?yàn)椋撼碛徒叼┒稳叽纾菊{(diào)剖劑段塞尺寸＞稠油降黏劑藥劑濃度。

綜合物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果，推薦B15 井組提高采收率措施為“調(diào)剖劑+稠油降黏劑”組合，其中稠油降黏劑（非離子表面活性劑）濃度和段塞尺寸最優(yōu)水平為：1600 mg/L和0.08 PV，調(diào)剖劑藥劑組成：cp=4000 mg/L、聚∶Cr3+=180∶1，段塞尺寸0.03 PV。按該參數(shù)組合施工，預(yù)計(jì)累計(jì)產(chǎn)油量62.89×104m3，累計(jì)增油量 5.61× 104m3，采收率增幅3.06%。礦場(chǎng)試驗(yàn)取得明顯增油降水效果，截至2017年8月27日，凈增油6906.4 m3。