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    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

    2015-07-02 01:40:27姬奧林
    石油地質(zhì)與工程 2015年3期
    關(guān)鍵詞:孤東驅(qū)油采收率

    姬奧林

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

    姬奧林

    (中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院,山東東營 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)對比的基礎(chǔ)上對復(fù)合驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計。室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬結(jié)果表明:二元復(fù)合驅(qū)油方案實施后,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)越來越受到人們的關(guān)注?;瘜W(xué)驅(qū)資源及潛力評價結(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,該項目的研究對這部分儲量乃至國內(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。試驗區(qū)含油面積1.65 km2,有效厚度11.5 m,地質(zhì)儲量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)性強的儲層。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%。

    試驗區(qū)存在高滲條帶,主要表現(xiàn)在以下幾個方面:

    (1)啟動壓力低、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)計孤東油田Ng63+4初期以及特高含水期啟動壓力以及吸水指數(shù)變化情況,特高含水期后啟動壓力降低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)測結(jié)果顯示各層段相對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)測結(jié)果,最早見示蹤劑的井突破時間為第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 實驗條件

    實驗用水: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。

    實驗用油:26-266井、34-4226井、28-206井原油;實驗溫度: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

    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孤東七區(qū)西Ng63+4原油的降低界面張力情況,經(jīng)測定界面張力為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的電性排斥作用,而且由于其來源于原油,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1、2、4的三個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)過無數(shù)次的注入和采出分離,勢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鈣鎂離子濃度有一定的適應(yīng)能力[5]。考察了SLPS/1#、SLPS/W-5兩個復(fù)配體系的抗鈣鎂能力。以孤東三號聯(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種礦場應(yīng)用聚合物濃度為1 500 mg/L時,黏度均在20 mPa·s以上,濃度為2 000 mg/L時黏度40 mPa·s,能夠滿足礦場應(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)物模實驗

    物理模擬試驗是室內(nèi)評價復(fù)合驅(qū)的一個重要環(huán)節(jié),通過模擬地層條件(包括地層實際溫度、壓力、滲透率、含油飽和度等)對篩選配方進(jìn)行注入濃度、注入段塞、注入時機等實驗,可以對配方進(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,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)條件下對比

    3 方案參數(shù)優(yōu)化

    3.1 油藏數(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)值模擬合理運算速度及剩余油描述精度,設(shè)置平面網(wǎng)格步長15 m×15 m;不同韻律段模擬層個數(shù)(即縱向網(wǎng)格厚度):Ng631模擬層2個(平均網(wǎng)格厚度1 m);Ng632模擬層7個(平均網(wǎng)格厚度0.5 m);Ng641模擬層10個(平均網(wǎng)格厚度0.5 m);Ng642模擬層10個(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模擬層,其網(wǎng)格最小厚度為井點夾層識別的最小厚度,能夠精確刻畫夾層。最終模型網(wǎng)格規(guī)模為28.2萬。

    在地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上,綜合地質(zhì)研究成果、各項測試資料和動態(tài)數(shù)據(jù),利用CMG模擬器,建立了油藏數(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,計算壓力13.74 MPa(圖4),計算結(jié)果與試驗區(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。對中心井區(qū)54口油井進(jìn)行了重點擬合,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 試驗區(qū)中心井區(qū)生產(chǎn)指標(biāo)對比

    3.2 注采參數(shù)優(yōu)化

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

    參考室內(nèi)實驗結(jié)果,并考慮礦場的可實施性,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)等間距取四個水平值,按油價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、財務(wù)凈現(xiàn)值、投資回收期、投資利潤率、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最優(yōu)值(表6)。該試驗區(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)測二元方案實施后,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判值對比

    4 結(jié)論

    針對孤東油田七區(qū)西Ng63+4Ⅳ類大孔道油藏,在對大孔道高滲條帶進(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)測試驗區(qū)可提高采收率7.3%。該先導(dǎo)試驗將為勝利油田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。

    [1] 張愛美.勝利油區(qū)聚合物驅(qū)資源分類標(biāo)準(zhǔn)修訂及其評價[J].油氣采收率技術(shù),2004,11(5):68-70.

    [2] 侯吉瑞.化學(xué)驅(qū)原理與應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:102-125.

    [3] 楊承志,韓大偉.化學(xué)驅(qū)油理論與實踐[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:75-90.

    [4] Clark S,R.Design and application of an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the west kiehl field[A].SPE 17538.

    [5] 張愛美,曹緒龍,李秀蘭,等.勝利油區(qū)二元復(fù)合驅(qū)油先導(dǎo)試驗驅(qū)油體系及方案優(yōu)化研究[J].新疆石油學(xué)院學(xué)報,2004,16(3):40-43.

    [6] “正交試驗設(shè)計方法”編寫組.正交試驗設(shè)計方法[M].上海:上海科學(xué)技術(shù)出版社,1979.

    [7] 汪誠義.模糊數(shù)學(xué)引論[M].北京:北京工業(yè)學(xué)院出版社,1988:60-90.

    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。

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

    TE357

    A

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