斷塊油藏剩余油二次富集開發中活性水驅作用時間探討

田選華，李鵬春，紀寶瑞，易林姿

(1.廣東石油化工學院 石油工程學院，廣東 茂名 525000；2.中國科學院 南海海洋研究所，廣州 510301；3.中油國際拉美公司，北京 100034；4.中國科學院 廣州能源研究所，廣州 510640)

經過幾十年的注水開發，我國東部很多油田總體已經進入了高含水、高采出階段，剩余油分布更加零散，同時地下儲集層中仍存在較多剩余油富集區，提高采收率的潛力仍然較大[1]。但隨著開采程度的加深，極限含水井大多已經不具備開采價值，面對儲層中大量的剩余油，油田穩產和調整挖潛面臨越來越大的挑戰[2]。傾斜斷塊油藏水驅開發實踐表明，原來已經強采強注的強水淹或特強水淹而停采的油層或區域，通過二次富集使已經停產的井恢復生產具有可行性，經過一段時間靜置，剩余油可以再次聚集，重新開采，并已取得顯著效果[2]。活性水驅油作為高(特高)含水期油田開發的主要手段之一，以其良好的配伍性、較高的剩余油采收率成為油田開發研究的熱點[3]。針對剩余油二次富集，采用活性水驅油技術提高二次富集速率，已開展了一些室內研究和現場先導試驗，對活性水驅的注采參數方案進行了優化研究，取得了一定認識和效果[4]。活性水驅主要是向注入水中加入一定濃度的降黏劑或表面活性劑，通過降低原油黏度、油水界面張力及原油在多孔介質中的流動阻力等改善原油流動性從而促進剩余油二次富集速率和開發效果[3]。然而，由于界面張力不隨活性水濃度或量的增加而線性減小，而是存在一個最佳時間范圍，超過該值后，活性水作用效果減弱甚至消失[5]，因此如何準確確定活性水最佳作用時間至關重要，但又一直未能提出簡單直觀的解決方法。本文以中國石化勝利油田高(特高)含水斷塊油藏為例，應用油藏數值模擬方法，通過對剩余油油水二次富集過程中活性水驅的影響因素、不同活性水段塞組合方案進行優化分析，對活性水的最佳作用時間進行分析探討，為合理部署活性水驅剩余油二次富集開發方案提供依據。

1 二次富集與活性水驅作用機理

1.1 二次富集機理

油藏中剩余油的運移主要受重力、浮力、毛細管力和黏滯力的影響，這四種作用力主要在重力分異、地層壓力和毛細管壓力的共同作用下體現出來，因此剩余油的二次富集速率和效果主要受重力分異、地層壓力梯度及毛細管壓力梯度控制[6, 7]。

(1)

1.2 活性水驅基本原理

活性水是表面活性劑的稀釋體系，作用對象為油藏孔隙中的剩余油，作用原理主要是降低油水混合物的表面張力，以改變剩余油在油藏孔隙中的運動特征[8, 9]，也就是通過改變毛細管力的作用提高油水混合物運移效率影響二次富集。表面活性劑溶解于油水混合物后，能降低油水界面的界面張力，產生潤濕、乳化、氣泡、增溶等效應[10]。理論上活性水中表面活性劑在油水界面上吸附得越多，界面張力降低的幅度就越大，二次富集效果越好。

1.3 活性水驅最佳作用時間

礦場試驗表明，表面活性劑單獨作用在儲層中雖然能夠起到提高洗油效率的作用，但當油田處于高含水期時，活性水驅見水較快，說明活性水的有效驅替時間依然存在一個臨界值[9,11]。當超過該臨界值時，油水混合物的界面張力就不會再隨著活性水的作用而起變化，界面張力甚至會開始重新增加，活性水驅開發的效果會減弱甚至消失。因此，對活性水驅剩余油二次富集效果進行評價時，要將保持油水界面張力穩定值的時間作為評價性能好壞的一個指標。活性水注入油層后，多長時間才能起到最好的減小界面張力的作用，而且這個作用效果能夠持續多久，是進行活性水驅注采方案優化的最關鍵指標。本文將這個時間定義為活性水驅二次富集最佳作用時間。

2 活性水驅最佳作用時間模擬方案

2.1 基礎模型

根據勝利油田高(特高)含水開發階段的典型斷塊油藏H68沙二81實際屬性特征，采用Computer Modelling Group Ltd.公司的CMG-STARS油藏數值模擬軟件建立油藏尺度的概念模型。如圖1所示，該模型大小范圍為600 m×600 m×30 m；網格劃分為600×60×6，傾角設置為20°，且不考慮油模型的非均質性特征。模型頂深2000 m，孔隙度0.26，滲透率342 mD，地層壓力為20.66 MPa，油層溫度70 °C，原始含油飽和度75%，地層水密度1.017 g/m3，地面原油密度0.85 g/m3，地層原油黏度10 mPa·s。模型中的相滲曲線、毛管壓力曲線等參考實際油藏物性設置。根據斷塊油田特征，設置弱的邊底水，地下水油體積比為3。地質力學模型采用壓實回彈模型，彈性模量設為280000 kPa，泊松比0.3，內聚力250 kPa。壓縮系數1×10-61/kPa，有效應力12 MPa，熱膨脹系數3.3×10-61/°C。參照斷塊油藏常見的“低注高采”井網形式，模型頂部設置3口開發井，底部設置3口注入井，頂采底注，三注三采排狀井網，油井距離斷層邊界10 m，注采井距約500 m。

通過在模型中加入活性劑組分，進行流體組分模擬，建立活性水驅數值模擬概念模型。模型模擬運算起始時間設置為2010年1月1日。設計模型不注水、注清水和注活性水(質量分數0.5%)等3種開發方案進行了擬合測試，以用來驗證活性水模型效果，其中注清水方案設置為3口注入井關閉， 3口采油井生產，單井產液速率200 m3/d，3口采油井總產液量600 m3/d，開采至綜合含水率80%時(大約為2025年1月1日)，同時打開注入井以開始注清水，單井注入速率150 m3/d，繼續注采開發90個月；注活性水方案設置為3口注入井關閉，3口采油井生產，單井產液速率200 m3/d，3口采油井總產液量600 m3/d，開采至綜合含水率80%時(大約為2025年1月1日)，同時關停3口采油井，同時打開3口注入井注入活性水，單井注入速率150 m3/d，注入活性水6個月后，同時關停3口注入井，靜置18個月進行剩余油二次富集，然后再次打開3口采油井，以單井產液速率200 m3/d生產6個月，完成1個注采周期(即關停采油井、注活性水6個月，關停注入井、靜置18個月，生產6個月為1個注采周期)，模擬開采3個周期(即90個月)。

如圖2所示，注活性水方案明顯降低了模型的含水率，改善了開發的效果，因此，注活性水(質量分數0.5%)注采開發方案使用的模型是可靠有效的，可用于進一步活性水驅模擬研究與分析。

圖1 活性水驅油藏幾何模型網格剖分與井網(X、Y方向，原始含油飽和度0.75) 圖2 活性水驅和清水驅開發效果含水率對比曲線

2.2 模擬方法

2.2.1 觀測方法

活性水注入地層后，它的擴散不僅與壓差有關，還與擴散速度有關，因此，作用時間的起算點應為注入地層的時間到擴散到油藏所有位置的時間。為了觀測活性水最佳作用時間和效果，通過設置觀測點(在距離所述數值模擬模型的注入端最遠處設置觀測點)來觀察含油飽和度隨時間的變化來確定活性水驅最佳作用時間。分別進行連續活性水驅、段塞活性水驅、連續清水驅模擬，記錄觀測點含油飽和度隨時間的變化數據，并求取活性水驅與清水驅方案的飽和度差值，將注活性水驅后飽和度變化峰值所用的時間定義為作用時間，也就是將活性水作用開始到觀測點的飽和度不再發生變化為止的時間定義為作用時間。因此這個時間是與清水驅對比來說的一個概念，在該作用時間之后，活性水作用效果明顯減弱乃至消失，變成和清水驅效果相似直至一樣。

2.2.2 模擬方案

首先采用一次開發方式，不注水而3口采油井于2010年1月1日開井生產，單井產液速率200 m3/d，3口井總產液量600 m3/d，開采至2025年1月1日，即綜合含水率80%時，停產開始注入活性水和清水，進行剩余油二次富集開發模擬。活性水注入質量分數設為0.5%，注入速率設為100 m3/d。設計注入一個連續活性水段塞(4個月)模型，一個2月活性水+2月清水段塞模型以及一個連續清水段塞(4月)模型。所有模型的模擬時間統一設置為段塞注入后18個月(根據剩余油二次富集情況即含油飽和度變化量來設定)，設置1個觀測點，本次模擬中設置中間生產井所在最上部層位的網格為觀測點(圖1中生產井2所在網格)，記錄從注活性水開始觀測點的含油飽和度變化差異趨勢。

3 結果與討論

模擬結果及計算的飽和度差列于表1中。在觀測點含油飽和度隨時間變化關系圖上(見圖3)，隨著時間的變化，清水區、活性水驅方案中，觀測點含油飽和度變化趨勢非常相似，除了在開始注入2個月后，活性水驅方案含油飽和度均有較明顯幅度增大，在9月后，活性水驅方案基本重合，隨后他們的變化趨勢基本保持一致。這兩個時間節點可能是活性水驅作用效果變化的關鍵節點。

為了進一步明確變化差異性，將活性水驅方案與清水驅方案在觀測點的飽和度差作圖分析(見圖4)，活性水連續注入模型和活性水周期注采模型的含油飽和度變化曲線均會出現峰值，且峰值寬度時間均約為6個月，隨后它們的變化趨勢基本相同。因此，可以認為在峰值寬度時間內，活性水驅是剩余油二次富集的主要原因，之后曲線變平緩，而且趨勢一致，說明活性水作用減弱甚至消失后，二次富集規律與清水驅類似。綜上，可以確定在本模型中活性水驅油藏開發實踐中活性水的最佳作用時間為6個月。

表1 不同時間節點段塞注入后觀測點飽和度變化模擬結果

圖3 活性水驅和清水驅觀測點飽和度變化趨勢 圖4 不同活性水段塞與清水段塞注入后觀測點飽和度差值隨時間變化

4 結論

(1)活性水最佳作用時間定義為維持界面張力下降幅度和大小不隨活性水質量分數或量的增加而線性減小或增加的表面活性劑的最佳作用時間段。

(2)活性水驅最佳作用時間的確定步驟如下：在數值模擬模型中設立觀測點；設計連續活性水驅、不同段塞活性水驅、連續清水驅模擬開發方案；記錄各模擬方案觀測點處含油飽和度隨時間的變化數據；求取活性水驅與清水驅方案觀測點處的含油飽和度差值；繪制觀測點處含油飽和度差值變化圖版；確定觀測點處含油飽和度差值峰值范圍；確定觀測點處含油飽和度差值峰值范圍所對應的時間范圍，即活性水驅最佳作用時間。可以看出，活性水驅最佳作用時間的確定關鍵在于獲得觀測點處含油飽和度差值變化圖版及其含油飽和度差值峰值范圍。

(3)在現場實施剩余油二次富集油藏活性水驅方案時，需要結合油藏地質和開發特征，科學、合理地確定活性水驅最佳作用時間，合理配產配注，以達到最佳的剩余油二次富集與活性水驅的高效協同效果，大幅提高原油采收率。