大井距水平井氮氣泡沫調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化與應(yīng)用

孫艷妮，李勝勝，馮 青

（1.中海油服油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459；2.廣東南油服務(wù)有限公司天津分公司，天津 300450）

氮氣泡沫調(diào)驅(qū)是在水氣交替注入的基礎(chǔ)上加入表面活性劑，體系中的氮氣泡沫在儲層中視黏度較高，具有遇油消泡、遇水穩(wěn)定等特點[1]。可以改善驅(qū)替相與被驅(qū)替相的流度比，泡沫的賈敏效應(yīng)可以在含水飽和度較高的部位封堵高滲透層或大孔道，同時對油水具有選擇性封堵作用，擴大波及體積和驅(qū)替效率。同時體系中的表面活性劑可以減小油水界面張力，提高驅(qū)油效率。能夠有效抑制水竄調(diào)整剖面，大幅提高原油采收率[2-5]，近年來已在陸上油田成熟應(yīng)用，均取得良好的效果[6，7]。海上油田大多采用水平井研發(fā)，目前逐漸進入產(chǎn)量遞減階段，水平井見水后存在優(yōu)勢滲流通道，油水井治理難度大、治理手段有限。為了尋求適合B 油田改善水驅(qū)開發(fā)效果的高效開發(fā)技術(shù)，借鑒氮氣泡沫驅(qū)在陸地油田的成功應(yīng)用經(jīng)驗，本文結(jié)合實際，以B 油田作為研究對象，開展氮氣泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)的數(shù)值模擬研究，進行氮氣泡沫調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化，探討該調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上油田該類油藏的應(yīng)用可行性，為海上油田大井距水平井網(wǎng)的高效開發(fā)提供借鑒[8，9]。

1 油田概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

B 油田的I 砂體屬于斷裂背斜構(gòu)造，沉積相主要為淺水三角洲相。平均孔隙度為34.4%，平均滲透率為1 079.8 mD，屬于中、高孔滲儲層。

1.2 目標井組分析

B 油田采用大井距水平井網(wǎng)開發(fā)，注采井距625～917 m。措施前B-I1H 井組綜合含水為54.6%，主要受效井A2H 井日產(chǎn)液610.8 m3，日產(chǎn)油175.3 m3；A3H 井日產(chǎn)液132.5 m3，日產(chǎn)油69.9 m3。4 口采油井中距離注水井較近的3 口井含水都呈上升趨勢，其中主力生產(chǎn)井A2H 井含水高達71.3%，A3H 井含水47.2%，A5H 井含水49.6%（見表1），產(chǎn)出都為注入水。從4 口生產(chǎn)井累積產(chǎn)液、產(chǎn)水量來看，沿I1H-A2H 井方向存在水竄通道。A2H 井與I1H 井距1 000 m 左右，投產(chǎn)初期無水采油期157 d，注入水突進速度較快。需要對高滲通道進行封堵，擴大注入水波及系數(shù)。為了改善主力砂體注水開發(fā)效果，確定對該砂體I1H 井實施氮氣泡沫調(diào)驅(qū)。

表1 B-I1H 井組生產(chǎn)狀況（2015.12.16）

2 建模及歷史擬合

應(yīng)用CMG 軟件對區(qū)塊進行數(shù)值模擬研究。從目前含油飽和度分布圖可以看出，主要水竄方向為I1H→A2H 方向，與動態(tài)分析結(jié)果一致（見圖1）。

圖1 I1H 井組剩余油飽和度

3 氮氣泡沫調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選

利用數(shù)值模擬軟件，對調(diào)驅(qū)效果影響較大的五個因素：注入量、氮氣注入速度、氣液比、段塞大小和起泡劑濃度進行優(yōu)化。

隨著泡沫注入量增大，凈增油量一直增加，當(dāng)注入量超過20 400 m3時增油趨勢出現(xiàn)拐點，綜合考慮到施工成本和增油效果，確定最優(yōu)注入量為20 400 m3（見圖2）。當(dāng)注入速度超過1 500 m3/h 時，凈增油量變化很小，因此認為氮氣注入速度最優(yōu)值是1 500 m3/h 左右（見圖3）。

圖2 調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選-注入量優(yōu)化

圖3 調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選-氮氣注入速度

隨著氣液比的增加，調(diào)驅(qū)效果先逐漸變好，氣液比在1:1～2:1 時凈增油量最大。考慮現(xiàn)場注氮氣速度，認為氣液比最優(yōu)值為1:1（見圖4）。隨著段塞大小的增加，調(diào)驅(qū)效果先逐漸變好后變差，段塞大小在5 d 時凈增油量最大，認為段塞大小最優(yōu)值在5 d 左右（見圖5）。

圖4 調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選-氣液比

圖5 調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選-段塞大小

隨著起泡劑濃度的增加，調(diào)驅(qū)效果逐漸變好，在濃度為0.4wt.%后凈增油量的增幅變緩，考慮到起泡劑在現(xiàn)場施工過程中地面及井筒中的損耗，認為起泡劑濃度最優(yōu)值為0.4wt.%～0.8wt.%（見圖6）。綜合以上5個調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)，最終得出優(yōu)化結(jié)果：注入量20 400 m3、氮氣注入速度1 500 m3/h、氣液比1:1、段塞大小5 d、起泡劑濃度0.5wt.%。

圖6 調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)選-起泡劑濃度

4 現(xiàn)場應(yīng)用

從措施前后遞減率變化上看，B-I1H 井組遞減趨勢得到明顯減緩，由措施前的9.1%到措施后的1.5%，目前井組遞減累增產(chǎn)量為3.40×104m3。主要水竄通道上的油井A2H 井調(diào)驅(qū)后流壓開始下降，含水穩(wěn)中有降，說明這個方向上的優(yōu)勢滲流通道得到封堵（見圖7）。

圖7 A2H 井生產(chǎn)動態(tài)分析

5 結(jié)論

（1）利用油藏數(shù)值模擬方法，結(jié)合油田實際情況對調(diào)驅(qū)參數(shù)進行優(yōu)選。研究結(jié)果表明，采用段塞注入方式、注入量20 400 m3、氮氣注入速度1 500 m3/h、氣液比1：1、段塞大小5 d、起泡劑濃度0.5wt.%、段塞時間間隔為1～2 d 時調(diào)驅(qū)效果較好，方案預(yù)計有效期210 d，累增油1.13×104m3，井組含水最大降低8.2%。

（2）從實際效果看，調(diào)驅(qū)后B-I1H 井組遞減趨勢得到明顯減緩，由措施前的9.1%到措施后的1.5%，目前井組遞減累增產(chǎn)量為3.40×104m3。受效單井最大日增油量78.4 m3，最大含水率下降9.8%。

（3）現(xiàn)場試驗表明，I1H 井組調(diào)驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道得到一定程度的封堵，降水增油效果明顯，氮氣泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)能夠大幅改善大井距水平井水驅(qū)開發(fā)效果。