克拉瑪依油田304斷塊氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)正交優(yōu)化設(shè)計(jì)

殷方好 王 慶 張 彬 張清波

（1.勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營 257000；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.東勝精攻石油開發(fā)集團(tuán)股份有限公司，山東 東營 257000；4.勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營 257231）

克拉瑪依油田304斷塊氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)正交優(yōu)化設(shè)計(jì)

殷方好1王 慶2張 彬3張清波4

（1.勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營 257000；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.東勝精攻石油開發(fā)集團(tuán)股份有限公司，山東 東營 257000；4.勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營 257231）

針對克拉瑪依油田五3東區(qū)上烏爾禾組油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重、水驅(qū)開發(fā)效果較差的問題，以304斷塊為例，進(jìn)行了氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的數(shù)值模擬研究。剩余油分布的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，該斷塊剩余水驅(qū)可采儲量較少，延續(xù)水驅(qū)潛力不大，主力層位的SW322小層剩余水驅(qū)可采儲量僅占剩余儲量的7.26%。采用正交分析方法研究了發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、地下氣液比、間隔時(shí)間等參數(shù)對氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的影響，方差分析結(jié)果表明，地下氣液比對氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的影響最為顯著；最優(yōu)參數(shù)組合為發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.4%，地下氣液比2∶1，間隔天數(shù)120 d。

氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)；數(shù)值模擬；正交設(shè)計(jì)；方差分析；極差分析；克拉瑪依油田

目前我國大多數(shù)油田已進(jìn)入中高含水期，準(zhǔn)確預(yù)測油藏剩余油的空間分布已成為穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)的主攻方向。砂礫巖油藏儲層物性變化大、層間差異明顯、非均質(zhì)性嚴(yán)重，特別是低滲油藏油水分布復(fù)雜，提高采收率難度大［1-2］。泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)可同時(shí)提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率，從而達(dá)到提高采收率的目的［3］，近年在泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)方面進(jìn)行了大量的物理模擬和數(shù)值模擬研究［4-7］。

針對克拉瑪依油田五3東區(qū)上烏爾禾組油藏高滲透條帶發(fā)育、水驅(qū)開發(fā)效果較差的問題，以304斷塊為例，采用正交設(shè)計(jì)方法對影響氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的參數(shù)進(jìn)行了研究。

1 油藏?cái)?shù)值模擬研究

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

304斷塊位于克拉瑪依油田五3東區(qū)上烏爾禾組油藏的下盤，為一受地層、斷裂遮擋的構(gòu)造-巖性油藏，油層中部埋深2 540 m，油層中部海拔-2 265 m。油藏類型屬于低孔低滲、遮擋斷層發(fā)育的復(fù)雜Ⅱ類砂巖油藏，基本參數(shù)如表1所示。2008年11月，304斷塊采出程度為10.31%，含水率達(dá)到85.16%。

表1 304斷塊油藏基本參數(shù)

1.2 數(shù)值模擬研究

應(yīng)用CMG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(yàn)資料，建立該斷塊油藏的三維地質(zhì)模型。模型網(wǎng)格系統(tǒng)為55×63×3=10 395，平面上采用均勻網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格尺寸為30 m，縱向上設(shè)置模擬層為小層（SW31、SW321、SW322），其主力層系為SW322小層。計(jì)算油藏模型中的毛細(xì)管壓力和相對滲透率關(guān)系模型采用端點(diǎn)縮放技術(shù)［8］。模擬304斷塊油藏地質(zhì)儲量為47.79×104t，誤差為2.96%，儲量擬合的結(jié)果較好。區(qū)塊及單井?dāng)M合指標(biāo)均達(dá)到了擬合要求。

2 剩余油分布研究

歷史擬合結(jié)束時(shí)可以計(jì)算出各模擬層的剩余油飽和度分布，即得到模擬范圍內(nèi)所有有效網(wǎng)格的剩余油飽和度，進(jìn)而可以計(jì)算出各模擬網(wǎng)格塊的剩余儲量豐度、剩余可采儲量豐度及地下水淹程度。圖1—圖4為不同水淹級別下的剩余儲量和剩余水驅(qū)可采儲量的分布及其所占的比例，可以看出，主力層系SW322小層50%以上的剩余儲量地下含水率fw已經(jīng)超過了90%，正因?yàn)槿绱?，該?5.39×104t的剩余儲量中水驅(qū)可采的部分僅為2.57×104t，占剩余儲量的7.26%，延續(xù)水驅(qū)潛力不大，必須考慮轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，改善開發(fā)效果。

圖1 不同水淹級別下的剩余儲量

圖2 不同水淹級別下的剩余儲量比例

圖3 不同水淹級別下的剩余水驅(qū)可采儲量

圖4 不同水淹級別下的剩余水驅(qū)可采儲量比例

3 氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)參數(shù)正交優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 試驗(yàn)方案的確定及模擬結(jié)果

注入方式為水與氮?dú)馀菽惶孀⑷搿＿x取L9（34）正交表對間隔天數(shù)、地下氣液比、發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)等影響調(diào)驅(qū)效果的主要參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。間隔天數(shù)取值為30，60，120 d，地下氣液比取值為1∶2，1∶1，2∶1，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)取值為0.4%，0.5%，0.6%。9種模擬方案均預(yù)測6 a，計(jì)算結(jié)果如表2所示。

3.2 正交試驗(yàn)結(jié)果分析

從表3看出，最優(yōu)的方案組合為：發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.4%，地下氣液比2∶1，間隔天數(shù)120 d。各因素對調(diào)驅(qū)效果影響由大到小的順序?yàn)椋旱叵職庖罕龋g隔天數(shù)，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)。表4為方差分析結(jié)果，給定檢驗(yàn)顯著水平為0.05，查F檢驗(yàn)的臨界值表得F0.05（2，2）=19.0，與表4中的F值比較，則地下氣液比的影響最為顯著。

表2 各方案計(jì)算的采收率

表3 氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果極差分析

表4 氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果方差分析

4 結(jié)論

1）氮?dú)馀菽哂休^強(qiáng)的封堵能力，能夠選擇性地封堵高滲孔道，提高低滲透層的波及體積，進(jìn)而起到改善開發(fā)效果的目的。

2）應(yīng)用CMG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(yàn)資料建立了304斷塊油藏的三維地質(zhì)模型，數(shù)值模擬及剩余油分布研究表明，該斷塊油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，延續(xù)水驅(qū)潛力不大，必須尋求開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換。

3）運(yùn)用正交分析的方法優(yōu)選出最優(yōu)的方案組合為：發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.4%，地下氣液比2∶1，間隔天數(shù)120 d。各因素對調(diào)驅(qū)效果影響的主次順序?yàn)椋旱叵職庖罕?、間隔天數(shù)、發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

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Orthogonal optimization design of nitrogen foam flooding in Block 304 of Karamay Oilfield

Yin Fanghao1Wang Qing2Zhang Bin3Zhang Qingbo4
(1.Research Institute of Oil Production Technology,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China;2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.Dongsheng Jinggong Petroleum Development Limited,Dongying 257000,China;4.Gudao Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257231,China)

Aiming at the problems of strong heterogeneity and poor waterflooding result of the oil reservoir in Upper Wuerhe Formation of East V3 Area in Karamay Oilfield,the numerical simulation of nitrogen foam flooding is conducted,taking Block 304 as an example.The research of remaining oil distribution shows that the remaining waterflooding recoverable reserves are less in the block,with little potential to waterflooding.The remaining recoverable reserves in SW322 layer of main horizon account for 7.26%of the remaining reserves.Orthogonal analysis method has been used for studying the effect of various parameters,including foam agent concentration,subsurface gas-liquid ratio and interval time,on the nitrogen foam flooding.Variance analysis shows that the subsurface gas-liquid ratio has the most obvious effect on nitrogen foam flooding.Optimal parameter combination is 0.4%foaming agent contents,with subsurface gas-liquid ratio 2∶1 and with interval number 120 d.

nitrogen foam flooding;numerical simulation;orthogonal design;variance analysis;range analysis;Karamay Oilfield

國家科技重大專項(xiàng)“熱力開采后稠油油藏提高采收率技術(shù)”（2009ZX05009-004-05）資助

TE347

：A

1005-8907（2011）02-267-03

2010-05-19；改回日期：2011-01-14。

殷方好，男，1984年生，碩士，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油油藏?zé)崃Σ捎图夹g(shù)方面的研究工作。

（編輯 孫 薇）

殷方好，王慶，張彬，等.克拉瑪依油田304斷塊氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)正交優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：267-269. Yin Fanghao，Wang Qing，Zhang Bin，et al.Orthogonal optimization design of nitrogen foam flooding in Block 304 of Karamay Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：267-269.