大慶油田S區(qū)塊調(diào)剖體系方案優(yōu)化設(shè)計研究

郭雨仙，王春堯，劉勝興

（1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶163311；2.大慶第五采油廠，黑龍江大慶163311）

大慶油田S區(qū)塊調(diào)剖體系方案優(yōu)化設(shè)計研究

郭雨仙1，王春堯1，劉勝興2

（1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶163311；2.大慶第五采油廠，黑龍江大慶163311）

根據(jù)大慶油田S區(qū)塊的特征，利用物理模擬實驗確定了調(diào)剖體系配方及段塞組合，最佳調(diào)剖體系配方為JLJ-2與懸浮顆粒體系，段塞組合為五三段塞。在物理模擬的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬軟件，應(yīng)用數(shù)值模擬方法優(yōu)化深度調(diào)剖劑的用量、調(diào)剖時機(jī)、段塞組合等重要參數(shù)，給出深度調(diào)剖區(qū)塊整體動態(tài)方案。

數(shù)值模擬；調(diào)剖體系；段塞組合

大慶油田S區(qū)塊經(jīng)過十多年注水開發(fā)，地下流體分布日趨復(fù)雜。由于油藏發(fā)育的非均性，注入流體優(yōu)先從阻力小的高滲區(qū)域突破，經(jīng)過反復(fù)沖刷從而形成低效循環(huán)通道，加重了油藏的層間、層內(nèi)非均質(zhì)性矛盾，開采難度越來越大。目前，該區(qū)塊主力油層已進(jìn)入高含水后期，水淹程度嚴(yán)重，大部分老油井綜合含水率已經(jīng)高達(dá)75%以上，新油井也暴露出含水上升速度過快，穩(wěn)產(chǎn)難的問題，但該油田采收率只有19.2%，低物性區(qū)域仍然有大量的剩余油尚未波及到，針對上述問題需要設(shè)計一套適合該區(qū)塊的深度調(diào)剖方案。

國內(nèi)外學(xué)者對此作了大量的研究[1－7]，本文首先以物理實驗為基礎(chǔ)，針對目標(biāo)工區(qū)地質(zhì)特征和流體特點，確定最佳調(diào)剖配方體系和段塞組合，在利用數(shù)值模擬技術(shù)，在CMG軟件平臺上STARS模塊上，優(yōu)化深度調(diào)剖劑的用量、調(diào)剖時機(jī)、段塞組合、調(diào)驅(qū)半徑等參數(shù)，給出深度調(diào)剖區(qū)塊整體動態(tài)方案。

1 實驗部分

1.1 實驗用劑

顆粒體系：（1）懸浮顆粒注段塞體系（顆粒濃度3.5%使用時原液）；（2）瀝青顆粒體系（顆粒直徑小于0.08mm，顆粒濃度為15%。使用時按15%的溶液濃度配液）。

凝膠體系：（1）HLX-19鉻體系交聯(lián)聚合物調(diào)剖劑；（2）調(diào)剖體系（中油泰克）；（3）深部調(diào)剖凝膠（開普）；（4）JLJ-2復(fù)合交聯(lián)劑注段塞體系。

長方形巖心：定做二層非均質(zhì)方形巖心100md／400md及50md/250md，模擬油為一定比例的原油和煤油混合。

模擬溫度：50℃，所用模擬水為目標(biāo)工區(qū)提供的模擬水。

1.2 實驗儀器

圖1 方形非均質(zhì)巖心驅(qū)替裝置Fig.1Square heterogeneous core displancement device

1.3 實驗步驟

放平巖心夾持器，用模擬水驅(qū)替方巖心柱，在巖心夾持器出口端接帶刻度的移液管，測量采出液中油水比例。測量水驅(qū)過程中的滲透率隨驅(qū)替時間的變化，當(dāng)出口端含水率至90%以上時完成水驅(qū)[8]。

2 調(diào)剖體系及段塞組合的確定

2.1 段塞數(shù)量優(yōu)化

表1 方案設(shè)計表Tab.1Design table

三三段塞，前一個三指的是設(shè)計整個注段塞分為三個大段塞，每個段塞驅(qū)替間隔時間5d。后一個三指的是每一個大段塞又分為三個微段塞，首先是凝膠液段塞，接著是懸浮液段塞，最后是水段塞。同理五三段塞和七三段塞。

（1）三三段塞實驗設(shè)計注段塞半徑內(nèi)空隙體積15.15cm×20cm2×25%/2=37.875mL；分3次注入，每次注入12.625mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入巖心中，注入12min38s后停止。段塞驅(qū)替間隔時間5d。

（2）五三段塞實驗設(shè)計注段塞半徑內(nèi)空隙體積10.1cm×20cm2×25%/2=25.25mL；分5次注入，每次注入5.05mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入巖心中，注入5min3s后停止。段塞驅(qū)替間隔時間為3d。

（3）七三段塞實驗設(shè)計注段塞半徑內(nèi)空隙體積10.1cm×20cm2×25%／2=25.25mL；分7次注入，每次注入3.61mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入巖心中，注入3min37s后停止。段塞驅(qū)替間隔時間為2.1d。

圖2 不同段塞數(shù)量下水驅(qū)壓力變化Fig.2Water flooding pressure changes under different number of slug

由圖2可以看出，段塞數(shù)量的增加，注入壓力增加，增加幅度達(dá)到1/2調(diào)驅(qū)半徑的壓力的1.4倍，1/3調(diào)驅(qū)半徑的2.3倍。，段塞數(shù)量增加，調(diào)驅(qū)儲層的流動阻力增加，壓力突破點變得不明顯。

表2 不同段塞數(shù)量下產(chǎn)油量對比Tab.2Oil production under different numberof slug

首先，通過單位厚度增油量計算方法，將實驗結(jié)果折算成井距250m每米油層增油量，然后利用產(chǎn)出投入比計算方法計算投入產(chǎn)出比，確定最佳段塞組合。

（1）單位厚度增油量計算方法

假設(shè)井距250m，計算每米油層增油量如下：

式中v：空白水驅(qū)物模產(chǎn)油量，mL；v2：注段塞后物模實際產(chǎn)油量，mL；V1：單位厚度儲層體積，m3；V2：物模巖心體積，m3。

式中v:空白水驅(qū)物模產(chǎn)油量，mL；v2：注段塞后物模實際產(chǎn)油量，mL；v0：調(diào)剖液體積，mL；A0：價格系數(shù)：油價與調(diào)剖液價格之比。

從總的出油量及產(chǎn)出投入比看，段塞應(yīng)為五三段塞組合為最佳。

（2）產(chǎn)出投入比計算方法

2.2 注段塞組合體系優(yōu)選

注段塞組合體系優(yōu)選采用控制變量法,實驗中一共有八種驅(qū)替體系：兩種顆粒分別為瀝青顆粒和懸浮顆粒進(jìn)行正交組合。調(diào)驅(qū)時機(jī)為含水率達(dá)90%時，調(diào)剖半徑為1/3井距處，滲透率為100md/400md，段塞組合為五三段塞。該實驗共進(jìn)行八組實驗，在注入段塞時出現(xiàn)差異，其中瀝青顆粒的配制濃度為15%，使用時將瀝青顆粒體系稀釋為15%后使用，而其余體系按照使用說明進(jìn)行配制，配制完成后進(jìn)行實驗。

圖3 不同驅(qū)替體系下注段塞時水驅(qū)壓力變化

由圖3可以看出，隨著注入段塞數(shù)量的增加，注入壓力隨著提高。開普+懸浮顆粒體系、中油泰克+瀝青顆粒體系和開普+瀝青顆粒體系的注入壓力比較高。

水驅(qū)初始壓力隨時間的延長而上升，后達(dá)到穩(wěn)定，壓力突破點總的來說都不明顯。開普+懸浮顆粒體系、中油泰克+瀝青顆粒體系和開普+瀝青顆粒體系的水驅(qū)壓力比較高。利用同樣的方法計算不同體系的產(chǎn)出投入比確定最佳體系配方。

表3 不同注段塞組合體系下產(chǎn)油量對比Tab.3Oil production under different injection slug combination system

由表3可以看出，JLJ-2與懸浮顆粒體系總的出油量和產(chǎn)出投入比最高，其它體系的復(fù)合使用有的還不如水驅(qū)效率。由此看來顆粒的大小和凝膠強(qiáng)度的調(diào)驅(qū)匹配是生產(chǎn)中的一個重要因素。

3 調(diào)剖參數(shù)優(yōu)化

3.1 數(shù)值模型的建立

為了研究調(diào)剖參數(shù)優(yōu)化對調(diào)剖效果的影響，利用Petrel軟件建立大慶油田S區(qū)塊的構(gòu)造模型、屬性模型和幾何模型，導(dǎo)入到CMG軟件中，利用STARS化學(xué)驅(qū)模塊進(jìn)行油藏數(shù)值模擬，網(wǎng)格節(jié)點數(shù)為67686個，采油井29口，注水井12口，區(qū)塊地質(zhì)儲量為147.1萬t。

圖4 目標(biāo)區(qū)塊數(shù)值模型的建立Fig.4Establishment of the target block numercal model

3.2 封堵率對調(diào)剖效果影響研究

圖5給出了封堵率與井組的累計增油量和含水率降低值之間的關(guān)系，根據(jù)圖不難得出隨著封堵率的增加累計增油量和含水率降低值都有著不斷升高，增加幅度逐漸變緩的趨勢規(guī)律。當(dāng)封堵率為90%時階段累計增油量達(dá)到最大值5850t，含水率值也達(dá)到最大9.31，此時的含水率由84.48降低到75.17。

由于長期的注水開發(fā)加劇了儲層的層內(nèi)和層間矛盾，使得低滲透層位的剩余油和高滲透層的低物性段的剩余油無法被波及到，隨著封堵率的增加，可以更好的改善注水井的吸水剖面，增大波及體積，但是由于封堵率過高時，在增大低滲透層位注入量的同時，減少了高滲透層的低物性段剩余油的挖潛，所以增量逐漸變緩。最佳封堵率為80%～90%。

圖5 封堵率與采收率關(guān)系Fig.5Plugging rate and recovery factor

表4 調(diào)剖封堵率優(yōu)選方案效果對比Tab.4Profile plugging rate optimization effect

3.3 調(diào)剖半徑對調(diào)剖效果影響研究

圖6分別給出了未調(diào)剖、調(diào)剖半徑1/6井距、1/3井距、1/2井距和2/3井距累計增油量和含水率的變化曲線，根據(jù)對比分析，可以得出隨著調(diào)剖半徑的增加累計增油量和含水率降低值都有著不斷升高，增加幅度逐漸變緩的趨勢規(guī)律。當(dāng)調(diào)剖半徑為2/3井距時累計產(chǎn)油量達(dá)到最大值38500t，含水率也達(dá)到最低值71.87。

調(diào)剖半徑的大小直接決定了注入水流向的轉(zhuǎn)變，不同的調(diào)剖規(guī)模決定了調(diào)剖劑在井周圍的分布形態(tài)，從而影響注入水在平面上的波及形狀。常規(guī)的調(diào)剖，在井周圍呈現(xiàn)圓形分布，只有當(dāng)調(diào)驅(qū)半徑達(dá)到一定深度時，才能展現(xiàn)出橢圓形的分布[9]，減緩層間和層內(nèi)矛盾。

圖6 井組1不同堵塞率下的含水率和累計產(chǎn)油量Fig.6Rate of water content and cumulative oil under different block rate for well group

由圖6可得，隨著調(diào)驅(qū)半徑增加，增油量逐漸升高，區(qū)塊綜合含水率越來越低，但是當(dāng)由1/2井距增加到2/3井距井距時，區(qū)塊增油和含水降低不明顯，綜合經(jīng)濟(jì)因素、調(diào)驅(qū)用量和施工難度等因素，選取1/2井距為最佳調(diào)剖半徑。

3.4 調(diào)剖劑濃度優(yōu)選和效果評價

圖7給出了調(diào)驅(qū)劑濃度0、0.002、0.004、0.006、0.008和0.010累計增油量和含水率的變化曲線，根據(jù)對比分析，可以得出隨著調(diào)剖劑濃度增加累計增油量和含水率降低值都有著不斷升高。當(dāng)調(diào)驅(qū)劑濃度為0.010時累計產(chǎn)油量達(dá)到最大值36300t，含水率也達(dá)到最低值73.87%。

調(diào)剖劑濃度是決定凝膠成膠時間、封堵強(qiáng)度的主要因素。隨著調(diào)剖劑濃度的增加，成膠強(qiáng)度越來越大，抗沖刷性越來越強(qiáng)，封堵效果越好。但是隨著濃度的增加，成本越來越高，施工難度越來越大，綜合經(jīng)濟(jì)等多方便因素，存在一個最佳調(diào)剖劑濃度。

圖7 井組2不同調(diào)剖劑濃度下的累計產(chǎn)油量和含水率Fig.7Well groupmoisturecontentandcumulativeoilproduction underdifferentconcentrationsofprofilecontrolagent

由圖7可得，隨著調(diào)剖劑濃度增加，增油量逐漸升高，區(qū)塊綜合含水率越來越低，但是當(dāng)由調(diào)剖劑濃度0.008增加到0.010時，區(qū)塊增油和含水降低不明顯，綜合經(jīng)濟(jì)等多方便因素，選取0.008為最佳調(diào)剖劑濃度。

3.5 調(diào)驅(qū)時機(jī)優(yōu)選和效果評價

圖7和表5給出了調(diào)剖時機(jī)與井組的最終采收率之間的關(guān)系，調(diào)驅(qū)時機(jī)越早，階段采收率越高，。當(dāng)調(diào)剖時機(jī)為區(qū)塊綜合含水率為65%時，階段采收率達(dá)到最大值20.86%，調(diào)驅(qū)時機(jī)越早，可以盡早改善油田的非均質(zhì)性，減緩非均質(zhì)矛盾的加劇，但當(dāng)調(diào)驅(qū)時機(jī)在區(qū)塊綜合含水率在65%～90%變化時，采出程度在20.31%～8.18%之間變化，可以看出采出程度變化范圍不大[9]，結(jié)合本工區(qū)實際開發(fā)效果及油井的綜合含水率，確定調(diào)剖時機(jī)為80%～85%。

圖8 不同調(diào)驅(qū)時機(jī)對調(diào)驅(qū)效果的影響Fig.8Influence of different profile control and displacement timing

4 結(jié)論

（1）通過物理模擬實驗結(jié)合投入產(chǎn)出比確定了調(diào)剖體系配方JLJ-2與懸浮顆粒體系，段塞組合為五三段塞。

（2）利用數(shù)值模擬方法優(yōu)化深度調(diào)驅(qū)劑的用量、調(diào)驅(qū)時機(jī)、調(diào)驅(qū)半徑等重要參數(shù)，調(diào)驅(qū)劑的用量為0.008，最佳調(diào)驅(qū)時機(jī)為80%～85%，調(diào)驅(qū)半徑1/2井距，最佳封堵率為80%～90%。

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Optimization design of profile control system in S block of Daqing Oilfield

GUO Yu-xian1，WANG Chun-yao1，LIU Sheng-xing2
（1.Northeast Petroleum University,Daqing 163311，China；2.The fifth oil production plant of Daqing Oilfield,Daqing 163311，China）

According to the characteristics of S block in Daqing oil field,the formula of profile control system and slug combination were determined by physical simulation experiment.The best formula of the profile control system was JLJ-2 and the suspended particle system,and the slug combination was 5 and 3 segments.Based on the physical simulation,using numerical simulation software,the numerical simulation method is used to optimize the parameters of the depth profile control agent,such as the dosage of the profile control agent,the timing of profile control and the slug combination.We gave the depth profile control block dynamic scheme.

numerical modeling；profile control；slug combination

表5 調(diào)驅(qū)時機(jī)優(yōu)選方案效果對比Tab.5Timing optimization of displacement effect compairtion

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170846

2017-05-11

郭雨仙（1992-），女，河北省唐山市人，在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發(fā)。