孤東油田七區西Ng63+4大孔道油藏二元復合驅油提高采收率方案設計

姬奧林

(中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015)

孤東油田七區西Ng63+4大孔道油藏二元復合驅油提高采收率方案設計

姬奧林

(中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015)

孤東油田七區西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，該油藏注水開發階段水竄嚴重、注水利用率低、綜合含水高、水驅采收率低，為此，在對高滲條帶進行有效封堵的基礎上，開展了表面活性劑和聚合物二元復合驅油研究，提出并篩選了聚合物和最佳表面活性劑配方，在技術、經濟對比的基礎上對復合驅注采參數進行了優化設計。室內實驗和數值模擬結果表明：二元復合驅油方案實施后，孤東油田七區西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；提高采收率；方案優化

勝利油區主力油田逐步進入高含水、特高含水期，穩產難度大，開發矛盾日漸突出，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、已開發儲量的采收率已經成為十分迫切的工作，提高Ⅳ類大孔道油藏和聚合物驅后單元采收率技術越來越受到人們的關注。化學驅資源及潛力評價結果表明，勝利油區適合化學驅的總資源為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外同類型油藏提高采收率具有重要的指導意義，推廣應用前景廣闊。

1 試驗區概況

孤東油田七區西Ng63+4是Ⅳ類大孔道油藏的典型代表，試驗區位于孤東油田七區西Ng63+4中部的主河道區域。試驗區含油面積1.65 km2，有效厚度11.5 m，地質儲量392×104t。

單元砂巖以細、粉細砂巖為主，膠結程度比較疏松，粒度中值平均0.14μm，分選系數平均為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、非均質性強的儲層。目前地面原油黏度928 mPa·s，產出水礦化度10 095 mg/L，鈣鎂離子含量332 mg/L。試驗區自1986年投產，目前已經進入特高含水開發階段，截至2010年4月，試驗區有油井32口、開井29口，有注水井18口、開井16口，平均單井日產油1.57 t，單井日產液119.13 t，綜合含水98.7%，采出程度42.4%。

試驗區存在高滲條帶，主要表現在以下幾個方面：

(1)啟動壓力低、吸水指數大。孤東七區西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，視吸水指數為23.64 m3/(d·m)，注水量大，視吸水指數高。統計孤東油田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。吸水剖面監測結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象明顯。

(3)水線推進快，突破厚度小。油井同位素監測反映，層內存在高滲條帶部位的水驅速度快。根據孤東7-27-226井示蹤劑監測結果，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果也顯示了相同的規律。

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，然后采用高效驅油體系進行驅替。

2 驅油體系室內研究

2.1 實驗條件

實驗用水：東三聯污水，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 東三聯污水注入離子組成 mg/L

2.2 表活劑配方設計

以勝利油田原油為原料生產的石油磺酸鹽與勝利原油具有較好的適應性。首先考察了石油磺酸鹽對孤東七區西Ng63+4原油的降低界面張力情況，經測定界面張力為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。

通過分析發現，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，因此疏水鏈的結構也多種多樣，使界面膜排列不緊密，界面活性不高。需要選擇分子結構適宜的輔助表面活性劑，發揮復配協同作用，且少量添加即可大大優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

二元復合驅在注入過程中受注入系統穩定性影響較大，需要復配體系具有較寬的配比范圍[4]。考察了SLPS/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

注入污水經過無數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。以孤東三號聯合站處理污水為基礎，配制質量分數為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)不同質量分數對26-266井原油的界面張力的影響，結果見圖2。

分析發現，兩種體系在0.3%～0.8%范圍內可使界面張力達到超低，考慮注入因素及經濟因素，推薦質量分數為0.5%。

2.3 聚合物的篩選

考慮孤東七區西Ng63+4油藏條件除具有大孔道特征外，與孤東其他二元驅及聚合物驅單元條件類似，優先考慮生產工藝成熟、具有工業化產品、正在礦場應用的聚合物進行性能研究。選擇了三種常規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 不同質量分數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 室內物模實驗

物理模擬試驗是室內評價復合驅的一個重要環節，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。

驅油步驟：巖心抽空→飽和水→飽和油→水驅至含水94%，轉注不同配方及配方段塞水驅至含水高于98%時結束。

為考察二元驅增油效果，進行了二元驅與同等經濟和相同段塞大小條件下聚合物驅試驗，結果如表4。在相同段塞條件下，二元驅提高采收率幅度優于單一聚合物驅和單一表面活性劑驅的和。在同等經濟條件下，單一聚合物驅提高采收率幅度為16.1%，低于二元驅的18.7%。

表4 復配體系與聚合物在同等經濟條件下對比

3 方案參數優化

3.1 油藏數值模擬研究

根據油藏主要滲流方向，數值模擬網格方向設置為主河道方向；根據韻律段厚度、高滲條帶發育情況、數值模擬合理運算速度及剩余油描述精度，設置平面網格步長15 m×15 m；不同韻律段模擬層個數(即縱向網格厚度)：Ng631模擬層2個(平均網格厚度1 m)；Ng632模擬層7個(平均網格厚度0.5 m)；Ng641模擬層10個(平均網格厚度0.5 m)；Ng642模擬層10個(平均網格厚度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。最終模型網格規模為28.2萬。

在地質建模的基礎上，綜合地質研究成果、各項測試資料和動態數據，利用CMG模擬器，建立了油藏數值模型。歷史擬合的原則為：①先整體后局部，保證全區及單層間的相對統一；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動態調整邊界井的注入和產出量擬合壓力；②調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、區塊和單井含水曲線。

(1)壓力擬合結果。孤東油田七區西Ng63+4壓力系數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)，計算結果與試驗區壓力變化規律一致。

圖4 區塊壓力擬合曲線

(2)生產指標擬合結果。對中心井區54口油井進行了重點擬合，產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 試驗區中心井區生產指標對比

3.2 注采參數優化

根據正交設計方法和模糊數學原理，在復合驅油藏數值模擬研究的基礎上，考慮各項技術、經濟指標綜合影響，利用基于模糊綜合評判模型的優化設計方法對復合驅注采參數進行了優化設計，從而確定出最佳的注采參數[6-7]。

參考室內實驗結果，并考慮礦場的可實施性，確定復合驅注入參數水平取值(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等間距取四個水平值，按油價50美元/桶進行優化。

表5 優化參數水平取值

決策因素選取的指標包括技術指標(提高采收率、折合注聚利用率、平均采油速度)和經濟指標(內部收益率、財務凈現值、投資回收期、投資利潤率、投資利稅率)。

考慮技術和經濟綜合因素，各化學劑質量分數和段塞尺寸存在一個最優值(表6)。該試驗區主段塞的優化結果為(0.5%S+0.19%P)0.4 PV。數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 參數不同水平取值下的綜合評判值對比

4 結論

針對孤東油田七區西Ng63+4Ⅳ類大孔道油藏，在對大孔道高滲條帶進行有效封堵后，采用高效的二元驅油體系進行驅油可以大幅度提高該類油藏的采收率，預測試驗區可提高采收率7.3%。該先導試驗將為勝利油田Ⅳ類油藏及聚驅后油藏大幅度提高采收率提供技術支撐。

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

[2] 侯吉瑞.化學驅原理與應用[M].北京：石油工業出版社，1998：102-125.

[3] 楊承志，韓大偉.化學驅油理論與實踐[M].北京：石油工業出版社，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.勝利油區二元復合驅油先導試驗驅油體系及方案優化研究[J].新疆石油學院學報，2004，16(3)：40-43.

[6] “正交試驗設計方法”編寫組.正交試驗設計方法[M].上海：上海科學技術出版社，1979.

[7] 汪誠義.模糊數學引論[M].北京：北京工業學院出版社，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年畢業于石油大學(華東)石油工程專業，現從事三次采油提高采收率的技術研究。

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

TE357

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