孤東油田七區(qū)西Ng63+4大孔道油藏二元復合驅(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)濟對比的基礎(chǔ)上對復合驅(qū)注采參數(shù)進行了優(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。化學驅(qū)資源及潛力評價結(jié)果表明，勝利油區(qū)適合化學驅(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、粉細砂巖為主，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，高滲層吸水遠遠高于低滲層。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數(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現(xiàn)象明顯。

(3)水線推進快，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，其前緣水線推進速度為22.86 m/d，其余井的推進速度也基本在10 m/d以上，較初期推進速度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行有效封堵，然后采用高效驅(qū)油體系進行驅(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配體系的降低界面張力情況(表2)。

表2 石油磺酸鹽復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到超低值。

2.2.1 復配體系配比分析

二元復合驅(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)量分數(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。為此分析了兩種復配體系(配比2∶1)不同質(zhì)量分數(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)可使界面張力達到超低，考慮注入因素及經(jīng)濟因素，推薦質(zhì)量分數(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)用的聚合物進行性能研究。選擇了三種常規(guī)聚合物主要進行了增黏性能研究。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)量分數(shù)表面活性劑復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)對篩選配方進行注入濃度、注入段塞、注入時機等實驗，可以對配方進行進一步優(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，進行了二元驅(qū)與同等經(jīng)濟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 復配體系與聚合物在同等經(jīng)濟條件下對比

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先滿足總指標擬合精度，再追求單井擬合精度。

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下，進行擬合運算，主要擬合指標為壓力曲線、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)指標擬合結(jié)果。對中心井區(qū)54口油井進行了重點擬合，產(chǎn)量及含水擬合精度均較高(圖5)，單井擬合精度可達到85%。

圖5 試驗區(qū)中心井區(qū)生產(chǎn)指標對比

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)學原理，在復合驅(qū)油藏數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，考慮各項技術(shù)、經(jīng)濟指標綜合影響，利用基于模糊綜合評判模型的優(yōu)化設(shè)計方法對復合驅(qū)注采參數(shù)進行了優(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包括技術(shù)指標(提高采收率、折合注聚利用率、平均采油速度)和經(jīng)濟指標(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)濟綜合因素，各化學劑質(zhì)量分數(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行有效封堵后，采用高效的二元驅(qū)油體系進行驅(qū)油可以大幅度提高該類油藏的采收率，預測試驗區(qū)可提高采收率7.3%。該先導試驗將為勝利油田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。

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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(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

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