海上聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

張 雷 劉建國(guó) 陳建波 李 根 常 濤 劉 斌

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司， 天津 300452)

海上聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

張 雷 劉建國(guó) 陳建波 李 根 常 濤 劉 斌

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司， 天津 300452)

針對(duì)海上高含水油田水驅(qū)不均的問題，開展了聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)提高采收率研究。利用雙管模型，開展了不同介質(zhì)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)采收率最高，為59.4%。以歧口17-2油田為例，建立了聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)數(shù)值模擬模型，優(yōu)化了注入?yún)?shù)。先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施后，井組日增油32.0 m3，含水率下降了4.8%。

聚合物； 氮?dú)馀菽?室內(nèi)實(shí)驗(yàn)； 數(shù)值模擬

為了在海上平臺(tái)壽命(20～ 25 a)內(nèi)大幅度提高油田采收率，渤海油田首先在中低含水油田內(nèi)推廣早期注聚[1-2]。與中、低含水油田相比，特高含水油田縱向上剩余油分布差異大、壓力保持水平差異大、油田污水產(chǎn)量大，地質(zhì)油藏條件相對(duì)較差等特點(diǎn)，因此需進(jìn)一步優(yōu)化化學(xué)驅(qū)體系。同時(shí)，由于油田經(jīng)過長(zhǎng)期水驅(qū)，嚴(yán)重的平面及縱向非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)的注入方式也提出了新的要求。

在特高含水階段，我國(guó)大慶、勝利等油田先后在聚驅(qū)基礎(chǔ)上開展了泡沫驅(qū)[3]、多段塞聚能驅(qū)[4]等化學(xué)驅(qū)研究，充分發(fā)揮了兩種甚至多種物質(zhì)提高采收率的協(xié)同效應(yīng)，提高了剩余油富集區(qū)的驅(qū)替效率、降低了化學(xué)劑用量、減少了污水產(chǎn)出。與多段塞聚能驅(qū)相比，泡沫驅(qū)[5-10]具有工藝設(shè)備體積小、含聚污水產(chǎn)出量低、環(huán)境友好等優(yōu)勢(shì)，在海上具有良好應(yīng)用前景。然而受泡沫封堵性影響,其在特高滲油藏的適應(yīng)性較差，對(duì)于這種情況應(yīng)先調(diào)堵、再驅(qū)替[11-17]。因此，將聚合物驅(qū)[18-21]和泡沫驅(qū)合理優(yōu)化組合已成為海上特高含水期化學(xué)驅(qū)提高采收率的重要方向之一。

關(guān)于聚合物或泡沫單一化學(xué)驅(qū)注入方式的研究較多，而對(duì)兩者組合驅(qū)注入方式的研究較少,尤其對(duì)于具有大段合采、大井距等開發(fā)難點(diǎn)的海上油氣田。以歧口17-2油田為例，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及油藏?cái)?shù)值模擬開展了海上特高含水期組合驅(qū)注入方式優(yōu)化研究。油田實(shí)施后單井增油降水效果明顯。本研究對(duì)同類油田的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)實(shí)驗(yàn)，在Hycal長(zhǎng)巖心驅(qū)替裝置上完成。長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置主要包括驅(qū)替泵、長(zhǎng)巖心夾持器(填砂管)、烘箱、觀察窗、回壓閥、中間容器等。能滿足長(zhǎng)度為5～100 cm的巖心的常規(guī)驅(qū)替、注氣及聚合物實(shí)驗(yàn)測(cè)試。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

根據(jù)歧口17-2油田儲(chǔ)層滲透率分布規(guī)律，按高滲、低滲分別用石英砂填充。2根并聯(lián)填砂管模擬巖心的滲透率分別為4 440×10-3、467×10-3μm2?；A(chǔ)物性參數(shù)見表1。在地層溫度、壓力條件下利用并聯(lián)雙管，開展水驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮?dú)馀菽?qū)、聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)等4個(gè)實(shí)驗(yàn)。

表1 填砂管實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)物性參數(shù)

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)比分析水驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮?dú)馀菽?qū)、聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)等4種開采方式下的雙管實(shí)驗(yàn)采收率，結(jié)果見表2。從表2可看出，采收率從大到小的驅(qū)替方式依次為：聚合物+氮?dú)馀菽M合驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮?dú)馀菽?qū)、水驅(qū)。與水驅(qū)實(shí)驗(yàn)相比，組合驅(qū)提高采收率19.94%，聚合物驅(qū)提高采收率15.41%，氮?dú)馀菽?qū)提高采收率12.52%。聚合物與氮?dú)馀菽?qū)采收率較高的主要原因是：巖心中殘余聚合物增強(qiáng)了后續(xù)泡沫驅(qū)的穩(wěn)定性，提高了其封堵性；而泡沫的存在，又大幅度降低了油水界面張力，改變了巖石表面潤(rùn)濕性，有利于降低組合驅(qū)波及范圍內(nèi)巖心殘余油飽和度。

表2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)采收率結(jié)果對(duì)比 %

2 注入方式優(yōu)化

2.1 地質(zhì)概況

歧口17-2油田構(gòu)造上位于埕子口凸起北側(cè)向歧口凹陷傾沒的歧南斷階帶，屬于同生斷層下降盤的逆牽引背斜斷塊油藏。本油田主要發(fā)育明下段河流相儲(chǔ)層，屬于巖性構(gòu)造油氣藏，其中主力油組(二油組和八油組)油層分布面積廣，連通性好。油田儲(chǔ)層物性屬高孔高滲油氣田，孔隙度介于33.7%～36.2%，滲透率介于560×10-3～5 850.5×10-3μm2。地面脫氣原油密度為0.850～0.908 gcm3，地層原油黏度為5.8～25.3 mPa·s。

2.2 開發(fā)現(xiàn)狀及剩余油分布特征

歧口17-2油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)34口，井距300 m，采用反九點(diǎn)井網(wǎng)。2000年6月該油田正式投產(chǎn)，高峰時(shí)年產(chǎn)油45.0×104m3。至2014年底該油田共經(jīng)歷了3個(gè)階段：中低含水階段(2000年 — 2002年)，油田日產(chǎn)油1 700 m3，綜合含水率為30.0%；高含水階段(2002年 — 2006年)，由于注入水突進(jìn)，日產(chǎn)油已遞減至600.0 m3，綜合含水率上升至78.0%；特高含水階段(2006年 — 2014年)，由于調(diào)整井、油井卡堵水、大泵提液、注水井酸化等措施的實(shí)施，在該階段油田產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定。截至2014年12月底,油田累計(jì)產(chǎn)油9.4×104m3，采油速度為1.0%，年注水量131.2×104m3，綜合含水率為91.1%。

基于隨機(jī)建模理論，建立歧口17-2油田數(shù)值模擬模型，網(wǎng)格規(guī)模為155×35×52,平面網(wǎng)格長(zhǎng)度為 20 m，縱向網(wǎng)格為1～2 m。在生產(chǎn)歷史擬合基礎(chǔ)上，對(duì)主力油組剩余油分布特征進(jìn)行分析(見圖1、圖2)。從圖中可看出：二油組剩余油飽和度低，八油組剩余油飽和度高；二油組、八油組剩余儲(chǔ)量差異大。主要原因是二油組物性好，屬于注水優(yōu)勢(shì)層位，水驅(qū)孔隙體積倍數(shù)大。同時(shí)主力油組剩余油分布還具有如下特點(diǎn)：離邊水較近的地方，含油飽和度較低；構(gòu)造高部位，剩余油飽和度高；在內(nèi)部注水井周圍，含油飽和度較低；注水波及不到或波及效率低的地方，含油飽和度較高。

2.3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

通過長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)?zāi)M，獲取泡沫、聚合物性質(zhì)等參數(shù)。利用CMG公司的Stars模型開展歧口17-2油田聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)方案研究。

2.3.1 注入方式

合理注入方式對(duì)于充分發(fā)揮聚合物與氮?dú)馀菽瓍f(xié)同效應(yīng)具有重要的作用。設(shè)計(jì)了2種注入方式：(1) 2段塞，聚合物驅(qū)后氮?dú)馀菽?qū)；(2) 多段塞，借鑒水氣交替驅(qū)、周期注水等理論，將聚合物和氮?dú)馀菽?xì)分成10個(gè)段塞交替注入。預(yù)測(cè)結(jié)果見表3。數(shù)值模擬結(jié)果表明多段塞交替注入方式優(yōu)于單段塞注入方式，采收率提高幅度增加了1.9%。

2.3.2 注入順序

特高含水階段油層間剩余油飽和度差異大，單一化學(xué)劑注入順序難以滿足開發(fā)需求。設(shè)計(jì)了4個(gè)注入順序優(yōu)化方案，模擬結(jié)果見表4。從表4可看出：二油組、八油組采用不同注入順序(方案3、4)優(yōu)于相同注入順序(方案1、2)；二油組先注泡沫后注聚合物，八油組先注聚合物后注泡沫方案，預(yù)測(cè)指標(biāo)最高。原因分析：二油組剩余油相對(duì)分散僅局部存在“閣樓油”，聚合物對(duì)儲(chǔ)層頂部剩余油的驅(qū)替效率低，初期利用泡沫優(yōu)先進(jìn)入儲(chǔ)層頂部，有利于“閣樓油”的挖潛(見圖1)；八油組平面剩余油富集，初期泡沫驅(qū)難以形成有效阻力，需利用聚合物改善流度比、封堵大孔道(見圖2)。

圖1 二油組剩余油飽和度分布圖 圖2 八油組剩余油飽和度分布圖

方案交替周期∕a聚合物累計(jì)段塞體積∕PV氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積∕PV累計(jì)產(chǎn)油量∕(104m3)采收率∕%水驅(qū)40.934.12段塞先后注入0.150.2047.239.3多段塞交替注入10.150.2049.441.2

2.3.3 交替周期

氮?dú)馀菽c聚合物交替注入方式下，交替周期對(duì)于組合驅(qū)采收率提高幅度及海上平臺(tái)工藝設(shè)施優(yōu)化均有影響。固定氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積為0.20 PV，聚合物累計(jì)段塞體積為0.15 PV,設(shè)計(jì)交替周期分別為0.5、1.0、1.5、2.0 a等4種方案，優(yōu)化氮?dú)馀菽c聚合物交替周期對(duì)采收率的影響。模擬結(jié)果表明，不同交替周期對(duì)組合驅(qū)采收率提高幅度影響較小。對(duì)比不同交替周期，交替周期為0.5 a的累計(jì)產(chǎn)油量為49.5×104m3，交替周期為1.0 a的累計(jì)產(chǎn)油量為49.4×104m3，交替周期為的1.5 a的累計(jì)產(chǎn)油量為48.2×104m3，交替周期為2.0 a的累計(jì)產(chǎn)油量為47.4×104m3?？紤]到海上工藝實(shí)施情況，選擇交替周期為1.0 a的方案。

表4 不同注入順序下數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比表

2.3.4 聚合物累計(jì)段塞體積

固定氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積為0.20 PV，起泡劑濃度為0.3%，設(shè)計(jì)聚合物累計(jì)段塞體積為0.05、0.10、0.15、0.20 PV，優(yōu)化不同方案下聚合物累計(jì)段塞尺寸對(duì)采收率的影響(見圖3)。從計(jì)算結(jié)果可以看出，隨著聚合物累計(jì)段塞體積的增加，采出程度增加，但當(dāng)聚合物累計(jì)段塞體積超過0.15 PV后，采出程度增加幅度降低。優(yōu)化的聚合物累計(jì)段塞體積為0.15 PV。

圖3 聚合物累計(jì)段塞體積與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系曲線

2.3.5 氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積

固定聚合物累計(jì)段塞體積為0.20 PV，設(shè)計(jì)氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積分別為0.10、0.20、0.30、0.40 PV，研究段塞大小對(duì)提高采收率的影響(見圖4)。研究結(jié)果表明，隨著氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積的增加，累計(jì)產(chǎn)油量增加，采出程度提高，但注入0.20 PV 后，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度逐漸減少。優(yōu)化氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積為0.20 PV。

圖4 氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系曲線

2.4 試驗(yàn)井組方案設(shè)計(jì)及實(shí)施效果分析

根據(jù)以上研究，優(yōu)選注采對(duì)應(yīng)率較高的P21井實(shí)施聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。注入層位為二油組和八油組。注入方式為：在二油組先注聚合物再注氮?dú)馀菽?，在八油組先注氮?dú)馀菽僮⒕酆衔铮唤惶嬷芷跒?.0 a。注入量設(shè)計(jì)：聚合物累計(jì)段塞體積為0.15 PV，聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1 600×10-6；氮?dú)馀菽塾?jì)段塞體積為0.20 PV，組成為 N2+1 000×10-6聚合物+0.3%泡沫劑，注入速度為3.6×104m3d。

截至到2013年底，P21井日注聚320～410 m3，累計(jì)注入聚合物2.15×104m3，日注氣3.6×104m3，累計(jì)注入起泡劑274 m3、氮?dú)?97×104m3。方案實(shí)施后，P21井注入受效井的生產(chǎn)曲線見圖5，日產(chǎn)油從22.0 m3增加到54.0 m3，日增油量最高達(dá)32.0 m3，含水率從91.0%下降到83.0%，含水率下降了8.0%。

圖5 P21井注入受效井的生產(chǎn)曲線

3 結(jié) 語

(1) 利用雙管模型開展歧口17-2油田聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)提高采收率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：水驅(qū)最低，其次為氮?dú)馀菽?qū)、聚合物驅(qū)、聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)；較單一化學(xué)驅(qū)而言，組合驅(qū)采收率提高幅度增加了4.5%～7.4%。

(2) 通過油藏?cái)?shù)值模擬優(yōu)化，結(jié)合歧口17-2油田剩余油分布特征，確定P21井組聚合物與氮?dú)馀菽M合驅(qū)的注入?yún)?shù)?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)施后，P21井組取得了明顯的增油降水效果，日注聚320～410 m3，日注氣3.6×104m3，日增油量最高達(dá)32.0 m3，含水率下降了8.0%。

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Investigation and Application of PolymerNitrogen Foam Flooding for Offshore Oil and Gas Field

ZHANGLeiLIUJianguoCHENJianboLIGenCHANGTaoLIUBin

(Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)

As water drive is uneven in offshore high water-cut oil and gas field, a pilot test of polymer itrogen foam flooding has been carried out. With the help of double tube model, different medium displacement experiments are also done. The results shows: the polymer itrogen foam flooding recovery is the highest(59.4%). Taking QK17-2 oilfiled as an example, a numerical simulation has been carried out to optimize the process parameters. After the implement of pilot test well group, well water cut has been declined by 4.8%, and the oil production has been increased by 32.0 m3per day.

polymer flooding; nitrogen foam flooding; laboratory experiment; numerical simulation

2016-04-30

國(guó)家科技重大專項(xiàng) “海上油田叢式井網(wǎng)整體加密油藏工程技術(shù)示范”(2008ZX05057-003)

張雷( 1982 — )，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)楹Ｉ嫌蜌馓镩_發(fā)工程及數(shù)值模擬技術(shù)。

TE357.4

A

1673-1980(2017)01-0039-04