稠油油藏化學驅原油黏度界限數值模擬研究
——以勝利油田孤島東區普通稠油油藏為例

李宗陽

(中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015)

稠油油藏化學驅原油黏度界限數值模擬研究
——以勝利油田孤島東區普通稠油油藏為例

李宗陽

(中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015)

稠油油藏常規注水開發主要面臨原油黏度高、儲層非均質性強、采收率低等問題。以孤島油田東區南15-5#站普通稠油油藏化學驅效果為基礎，針對勝利油區不同原油黏度油藏條件，與礦場實際動態相結合，建立了化學驅油藏數值模擬模型；通過收集不同原油黏度油藏的高壓物性、相滲曲線等開發試驗數據，研究不同原油黏度對水驅、化學驅開發效果及注采能力的影響；考慮提高采收率和經濟性兩方面指標，初步確定適合化學驅的稠油油藏的地下原油黏度界限為500 mPa·s。在合適原油黏度條件下，應用化學驅技術可以提高稠油油藏原油采收率。

勝利油田；孤島東區；稠油油藏；化學驅；數值模擬；地下原油黏度

1 研究背景

勝利油區稠油油藏資源豐富，儲層以陸相沉積的河流-三角洲體系為主，分布范圍廣[1]。儲層普遍具有非均質性強、地下原油性質變化大、油藏類型復雜多樣等特點，比較適合于化學驅[2]。勝利油田探明稠油地質儲量5.26×108t，目前仍有一部分稠油油藏處于未開發狀態，占總探明儲量的25%。目前油田開發進入中后期，整體產油量不斷遞減，采用常規水驅開發效果不理想、采收率較低。化學驅油技術在我國陸相水驅油田應用廣泛，技術相對成熟，并取得比較好的礦場應用效果，但大多應用在地下原油黏度低于150 mPa·s的油藏，化學驅油技術適用的油藏地下原油黏度界限需要進一步研究。本文以孤島東區南15-5#站普通稠油油藏(地下原油黏度為200 mPa·s)開發試驗成功為基礎，對油藏地下原油黏度條件進行擴展，應用化學驅油藏數值模擬手段，對不同原油黏度稠油油藏實施化學驅油技術適應性及可行性進行分析，得到適合化學驅的稠油油藏原油黏度界限，對提高普通稠油油藏采收率[3]、拓寬化學驅應用領域具有重要意義。

孤島東區南Ng3-4單元位于孤島油田東部、孤島披覆背斜構造東翼，西鄰中二區, 南北部以孤島Ⅰ、Ⅱ號大斷層為界，區域構造簡單平緩，西高東低，南高北低，Ng35地面原油黏度2 000～4 500 mPa·s，Ng44地面原油黏度2 500～5 000 mPa·s，原油黏度分布與構造趨勢一致，隨構造部位的降低而增大，其中，15-5#站東臨稠油熱采區，地面原油黏度最大。

孤島東區南自2011年6月開始聚合物驅油，2012年10月轉二元復合驅，(0.2%石油磺酸鹽+0.2%活性劑gd-1+1 800 mg/L聚合物)，截至2014年10月底，已累積注入0.3 PV(孔隙體積倍數)。15-5#站化學驅效果明顯，與注聚前相比，15-5#站產油量從101 t/d增加到目前的250 t/d，綜合含水從注聚前的90.6%下降到目前的73.2%，下降了17.4%，已累增油30×104t，提高采收率2.8%，取得了顯著的降水增油效果。

2 化學驅模型設計

以東區南15-5#站普通稠油油藏地質參數為參考，油層縱向為正韻律油藏，分為等厚的三個層，每個小層平均厚度為5 m，孔隙度為30%。為體現油藏非均質性，設置三個層的滲透率自上而下分別為500×10-3μm2、1 500×10-3μm2、3 000×10-3μm2，網格步長為25 m×25 m，采用四個井組五點法井網，注采井距為280 m。

收集不同地下原油黏度油藏(地下原油黏度分別為50、200、300、500 、700、1 000 mPa·s)的高壓物性及相滲曲線資料，并進行歸一化、平均化和還原處理[4]，從相滲曲線(圖1)可以看出，隨著地下原油黏度的不斷增加，等滲點、束縛水飽和度、殘余油飽和度均出現左移現象，油相對應滲透率數值降低，殘余油飽和度對應的水相滲透率明顯降低，符合稠油油藏對應的水相相對滲透率在0.1左右的相滲特征。由于地下原油黏度的增加，原油的流動阻力不斷增大，導致驅油效率降低[5]。

圖1 不同原油黏度油藏相滲曲線

聚合物驅油原理主要通過降低水油流度比來提高波及系數，通過自身黏彈性產生較高的黏滯力，并改變油水界面黏彈性來提高驅油效率，達到降水增油提高油藏采收率的目的[6]。通過室內研究，對聚合物基本物化性能、增黏性、黏彈性的評價，篩選合適的超高分聚合物；并進行聚合物污水適應性、熱穩定性、抗吸附性實驗分析，研究聚合物的油藏適應性和長期穩定性[7]。最終確定超高分子聚合物濃度為2 000 mg/L，聚合物溶液表觀黏度大于25 mPa·s。

模型設計注入速度為0.1PV/a，先水驅到含水93%，注入0.4 PV聚合物溶液(濃度為2 000 mg/L條件下黏度大于25 mPa·s)，后續水驅到綜合含水經濟界限98%結束。

3 不同原油黏度油藏化學驅效果分析

在上述油藏數值模擬模型建立的基礎上，對6個不同原油黏度稠油油藏化學驅油效果進行模擬預測，并對模擬結果進行對比分析，選出能夠應用化學驅技術開發的普通稠油油藏地下原油黏度界限。

3.1 水驅初期含水率

隨著地下原油黏度的不斷增加，水驅初期含水率不斷升高(圖2)，油水流動比明顯降低。根據油水相滲曲線數據，可以得到含水率公式：

式中：fw——含水率，%；Sw——含水飽和度，%；μw——水相黏度，mPa·s； μo——油相黏度，mPa·s；Kro——油相相對滲透率；Krw——水相相對滲透率。

油藏地下原油黏度越大，水驅初期含水率越高，當原油黏度大于500 mPa·s時，主要是水相流體參與流動，地下原油幾乎不能被驅動，油相流動能力差，開采效果差。當原油黏度達到1 000 mPa·s時，初期含水率幾乎達到98%。

圖2 不同原油黏度水驅初期含水率曲線

3.2 水驅到含水98%所需時間

隨著地下原油黏度的不斷增加，水驅到經濟界限含水98%時所需時間不斷減小(圖3)，當原油黏度大于500 mPa·s時， 含水到98%的時間達到10年以下，開采效果變差。當原油黏度達到1 000 mPa·s時，初期含水大于98%，水驅階段注水利用率低，最終采收率降低。

圖3 不同原油黏度水驅到含水98%所需時間曲線

3.3 注入能力

隨著地下原油黏度的不斷增加，水驅階段及注聚階段注入能力均不斷降低(圖4)。根據稠油油藏地層破裂壓力計算公式[7]，聚合物分子質量越高，注入能力越差。要使注聚量達到配注要求，聚合物溶液注入稠油油藏需要較高的注入壓差，當注入壓差達到5～8 MPa時，就有可能造成井底壓力大于儲層破裂壓力，導致儲層破裂[7]。

3.4 產液能力

隨著原油黏度的增加，產液能力不斷降低(圖5)。根據平面徑向流產量公式，油藏地下原油黏度越大，產液能力越小。稠油油藏巖石較疏松，儲層的應力敏感性比較強，油藏原油在被驅替時，地下原油越稠，原油流動能力越差，產液能力不斷降低，使得開發效果變差。

圖4 不同原油黏度注入能力曲線

圖5 不同原油黏度產液能力保留率曲線

3.5 提高采收率

隨原油黏度的增加，水驅和聚合物驅油藏采出程度均不斷降低，最終提高采收率幅度明顯降低(圖6)。當地下原油黏度大于500 mPa·s 時，水油流度比改善程度變差，開發效果不理想，一般采用蒸汽吞吐、蒸汽驅等熱力降黏采油方式對原油進行開采[9]。該模擬是在相對均質模型理想條件下，提高采收率程度較實際條件下有所增大，根據儲層化學驅技術經濟適應性研究，稠油化學驅提高采收率幅度經濟界限為5%～7%[10]，最終確定地下原油黏度界限為500 mPa·s 時，應用化學驅油技術可提高原油采收率，能夠取得一定經濟效益。

4 結論

(1)化學驅在開采普通稠油油藏方面具有很大潛力，根據數值模擬研究結果，普通稠油油藏應用化學驅油技術的地下原油黏度界限為500 mPa·s，可以提高普通稠油油藏采收率。

圖6 不同原油黏度提高采收率曲線

(2)稠油油藏地下原油黏度越高，水驅初期含水率越高，水驅至含水98%所需時間越短。

(3)隨著稠油油藏原油黏度的不斷增加，油藏注入能力和采液能力都明顯降低。

[1] 于連東.世界稠油資源的分布及其開采技術的現狀與展望[J].特種油氣藏，2001，8(2)：98-99.

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[3] 史權. 用化學方法提高稠油采收率[J].國外油田工程, 2002, 18(4)：7-10.

[4] 董平川，馬志武.儲層相對滲透率評價方法[J].大慶石油地質與開發，2008,27(6)：55-58.

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[9] 王友啟, 周梅, 聶俊. 提高采收率技術應用狀況及發展趨勢[J].斷塊油氣田, 2010, 17( 5) :628-631.

[10] 王正茂，廖廣志.中國陸上油田聚合物驅油技術適應性評價方法研究[J].石油學報，2007, 27(3)：80-84.

編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0126-03

2014-12-09

李宗陽，碩士，1986年生，2012年畢業于中國石油大學(華東)油氣田開發專業，現從事三次采油提高采收率技術研究。

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

TE345

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