利用非均質(zhì)模型優(yōu)化組合段塞方式室內(nèi)試驗(yàn)研究

郭麗娜

(遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

0 引言

在油田注水開發(fā)過程中，層內(nèi)及層間非均質(zhì)性對(duì)注水開發(fā)效果的影響非常突出，因此，研究儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)驅(qū)油效率的影響有重要的意義[1]。注入方式的不同造成驅(qū)替壓力的不同，會(huì)導(dǎo)致驅(qū)油效率的差異[2-3]，本文利用非均質(zhì)模型，采用不同段塞組合方式，進(jìn)行驅(qū)油效率室內(nèi)試驗(yàn)研究，確定儲(chǔ)層非均質(zhì)性及不同注入方式對(duì)驅(qū)油效率的影響。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)溫度為地層溫度，實(shí)驗(yàn)用水為地層水，實(shí)驗(yàn)用油為地層模擬油。

1.2 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

選擇非均質(zhì)長巖芯模型先分別進(jìn)行抽空，飽和水，然后進(jìn)行水驅(qū)油試驗(yàn)，試驗(yàn)后采用不同段塞組合方式進(jìn)行水驅(qū)油試驗(yàn)。由于水驅(qū)油過程中，壓力不斷變化，因此不同段塞組合對(duì)驅(qū)油效率影響很大，同時(shí)其驅(qū)油效率的變化也在一定程度上反映了非均質(zhì)性對(duì)注水開發(fā)的影響。

巖芯驅(qū)替模型基礎(chǔ)參數(shù)

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

方案一

方案二

方案三

方案四

方案五

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 方案一試驗(yàn)結(jié)果分析

注入倍數(shù)為2.33PV時(shí)，轉(zhuǎn)前置段塞，壓力差由0.03急劇上升到0.338，含水率由98%降到95.7%，采收率由40.04%提高到40.50%；轉(zhuǎn)主段塞1時(shí)，壓力升到0.545，含水率降到79.32%，采收率提高到44.78%；轉(zhuǎn)主段塞2時(shí)，壓力升到0.588，含水率降到34.13%，采收率提高到56.56%；轉(zhuǎn)副段塞1時(shí)，壓力下降為0.397，含水率回升到69.79%，采收率提高到60.60%；轉(zhuǎn)副段塞2時(shí)，壓力下降為0.348，含水率回升到95.42%，采收率提高到61.21%；轉(zhuǎn)保護(hù)段塞時(shí)，壓力下降為0.288，含水率為94.28%，采收率提高到61.97%；轉(zhuǎn)水驅(qū)后，壓力回降為0.043，含水率達(dá)到100%，最終采收率為62.07%。

方案一 驅(qū)油試驗(yàn)曲線

2.2 方案二試驗(yàn)結(jié)果分析

注入倍數(shù)為2.65PV時(shí)，轉(zhuǎn)前置段塞，壓力差由0.052急劇上升到0.055，含水率由98%降到97%，采收率由43.78%提高到44.20%；轉(zhuǎn)主段塞時(shí)，壓力升到0.256，含水率降到96.97%，采收率提高到44.68%；轉(zhuǎn)副段塞時(shí)，壓力上升到為0.484，含水率降到到46.72%，采收率提高到55.82%；轉(zhuǎn)保護(hù)段塞時(shí)，壓力下降為0.268，含水率為84.26%，采收率提高到60.87%；轉(zhuǎn)水驅(qū)后，壓力回降為0.045，含水率達(dá)到100%，最終采收率為62.28%。

方案二 驅(qū)油試驗(yàn)曲線

2.3 方案三試驗(yàn)結(jié)果分析

注入倍數(shù)為2.61PV時(shí)，轉(zhuǎn)前置段塞，壓力差由0.035急劇上升到0.292，含水率由98.26%降到98.18%，采收率由39.25%提高到39.81%；轉(zhuǎn)主段塞時(shí)，壓力升到0.339，含水率降到25.40%，采收率提高到40.44%；轉(zhuǎn)副段塞時(shí)，壓力上升為0.442，含水率回升到72.60%，采收率提高到63.22%；轉(zhuǎn)保護(hù)段塞時(shí)，壓力下降為0.390，含水率為81.39%，采收率提高到68.07%；轉(zhuǎn)水驅(qū)后，壓力回降為0.033，含水率達(dá)到100%，最終采收率為68.93%。

方案三 驅(qū)油試驗(yàn)曲線

2.4 方案四試驗(yàn)結(jié)果分析

注入倍數(shù)為2.85PV時(shí)，轉(zhuǎn)前置段塞，壓力差由0.03急劇上升到0.076，含水率由98.00%降到97.80%，采收率由39.28%提高到39.96%；轉(zhuǎn)主段塞時(shí)，壓力升到0.685，含水率降到97.01%，采收率提高到40.12%；轉(zhuǎn)副段塞時(shí)，壓力上升到0.918，含水率降到71.74%，采收率提高到52.50%；轉(zhuǎn)保護(hù)段塞時(shí)，壓力下降為0.031，含水率為99.40%，采收率提高到52.66%；轉(zhuǎn)水驅(qū)后，壓力回降為0.031，含水率達(dá)到100%，最終采收率為52.98%。

方案四 驅(qū)油試驗(yàn)曲線

2.5 方案五試驗(yàn)結(jié)果分析

注入倍數(shù)為2.55PV時(shí)，轉(zhuǎn)前置段塞，壓力差由0.037急劇上升到0.220，含水率由98%降到97.85%，采收率由40.24%提高到41.79%；轉(zhuǎn)主段塞時(shí)，壓力升到0.524，含水率降到91.46%，采收率提高到43.35%；轉(zhuǎn)主段塞2時(shí)，壓力升到0.588，含水率降到34.13%，采收率提高到56.56%；轉(zhuǎn)調(diào)剖段塞時(shí)，壓力下降為0.450，含水率降到9.33%，采收率提高到60.57%；轉(zhuǎn)副段塞時(shí)，壓力下降為0.395，含水率回升到79.12%，采收率提高到63.27%；轉(zhuǎn)保護(hù)段塞時(shí)，壓力下降為0.218，含水率為94.29%，采收率提高到64.01%；轉(zhuǎn)水驅(qū)后，壓力回降為0.015，含水率達(dá)到100%，最終采收率為64.29%。

方案五 驅(qū)油試驗(yàn)曲線

3 結(jié)論

3.1 與方案三相比，方案一、五減少表活劑注入體積；方案二、四降低表活劑濃度，試驗(yàn)結(jié)果表明，降低表活劑濃度、注入體積，均使驅(qū)油效果變差，表活劑濃度對(duì)驅(qū)油效率的影響更為明顯。

3.2 提高前置段塞粘度，提高前置段塞聚合物分子量、濃度，驅(qū)油效果更好，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)較優(yōu)。

3.3 前置段塞提高聚合物分子量由2500萬提高至3000萬，濃度由0.2%提高至0.25%，體系粘度由141.6 mPa.s提高至318.6 mPa.s，注入體積0.04PV。

3.4 主、副段塞二元體系采用2500萬分子量聚合物，濃度0.16%，體系粘度122.3mPa.s。

3.5 表活劑濃度、用量變化對(duì)驅(qū)油效果影響較大，確定二元主、副段塞為，主： 0.25%1#+0.16%P，0.35PV；副：0.15%1#+0.16%P，0.2PV。

［1］余翠玲.儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究進(jìn)展[J].油氣地質(zhì)與采收率，2007（4）.

［2］劉中云，曾慶輝，唐國懷，等.潤濕性對(duì)采收率及相對(duì)滲透率的影響[J].石油與天然氣地質(zhì)，2000，21（2）：148-150.

［3］鄧瑞鍵.儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)水驅(qū)油效果影響的實(shí)驗(yàn)研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2002（2）.