二類B油藏聚/表二元驅(qū)注入?yún)?shù)敏感性研究

傅 程，楊 航，郭天悅，李慶遠，郭 偉

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318； 2.大慶油田博士后科研工作站，黑龍江 大慶 163413)

相對于聚合物驅(qū)和三元驅(qū)，聚/表二元復(fù)合驅(qū)可同時發(fā)揮擴大驅(qū)替液波及體積的功能和降低油水界面張力的作用，還可避免三元復(fù)合驅(qū)中堿造成的地層結(jié)垢、傷害儲層、井筒結(jié)垢等嚴(yán)重問題[1-5]，但同時二元體系缺少堿與表面活性劑的協(xié)同作用，會增加表面活性劑的吸附，進而影響驅(qū)油效率，增大成本[6-8]。

唐佳斌等[9]利用物理模擬實驗篩選了適合大慶油田的二元體系用表面活性劑，實驗表明聚表二元驅(qū)可有效提高采收率；王乙竹[10]通過研究聚合物、表面活性劑的濃度等參數(shù)對驅(qū)油效果產(chǎn)生的影響，發(fā)現(xiàn)在合理且允許的濃度范圍內(nèi)，濃度較高的聚合物及表面活性劑可更好的提高采收率；鄭浩等[11]采用Eclipse軟件結(jié)合二元驅(qū)油實驗對實際油田的注入?yún)?shù)進行了敏感性分析；鞏象珠[12]分析了表面活性劑的吸附和擴散，建立了表面活性劑微乳液驅(qū)的數(shù)學(xué)模型，并用室內(nèi)實驗進行了驗證；夏惠芬等[13]研究了兩性羧基甜菜堿表面活性劑/聚合物二元復(fù)合體系，結(jié)果表明低界面張力有助于提高殘余油飽和度的降低幅度。

綜合上述眾多學(xué)者的研究，聚/表二元體系可以達到提高采收率的目的，但選擇合適的聚表注入?yún)?shù)是目前研究的關(guān)鍵。目前關(guān)于實際區(qū)塊案例較少，大多學(xué)者都是室內(nèi)實驗研究以及二元藥劑性能研究。針對以上問題，本文采用CMG數(shù)值模擬軟件對實際區(qū)塊進行注入?yún)?shù)研究，分析了二類B油藏聚/表二元驅(qū)注入?yún)?shù)敏感性問題，為油田現(xiàn)場開發(fā)方案設(shè)計提供經(jīng)驗。

1 試驗區(qū)概況

1.1 試驗區(qū)選取

為滿足開展二元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗的需要，應(yīng)選擇能夠代表某油田N區(qū)塊油層沉積特征、水淹狀況、油層動用狀況、剩余油分布規(guī)律以及油層發(fā)育狀況的試驗區(qū)；具有一定的面積、儲量，便于進行開發(fā)效果對比評價，避開斷層及套損嚴(yán)重區(qū)域，盡量保證注采完善。從油層發(fā)育條件上講，N區(qū)塊中的X區(qū)塊P1—P8油層砂巖組砂體較完整，平面上伸展性較好，具有代表性。試驗認識可指導(dǎo)今后類似于N區(qū)塊的二類B+三類油層無堿二元復(fù)合驅(qū)推廣工作。試驗利用新鉆井，可以加快試驗進度。根據(jù)以上分析對比，確定X區(qū)塊P1—P8油層作為無堿二元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)。

1.2 地質(zhì)概況

X區(qū)塊開發(fā)面積為0.37 km2，平均有效厚度為5.5 m，平均有效滲透率為361×10-3μm2，高水淹厚度比例為26.4%，中水淹厚度比例為55.4%，低、未水淹厚度比例為18.2%，含水飽和度為56.2%，礦化度為6 475.83 mg/L，地面原油密度為0.855 3 g/cm3，地面原油黏度為12.37 mPa·s，平均原始地層壓力為10.56 MPa，油層溫度為44.6 ℃，油層原始壓力系數(shù)為1.13，巖石壓縮系數(shù)約為8.4×10-4MPa。該類油藏類型是背斜構(gòu)造油藏，邊水、底水均不活躍，以二類B儲層油藏為主。

2 地質(zhì)建模

由于X區(qū)塊測井資料少，且X區(qū)塊屬于N區(qū)塊中一較小面積試驗區(qū)，但又要建立合理模型，因此建立N區(qū)塊地質(zhì)模型，截取X區(qū)塊模型進行儲量擬合用于二元驅(qū)開發(fā)參數(shù)敏感性性研究。

2.1 N區(qū)塊地質(zhì)模型建立

收集N區(qū)塊測井曲線資料，先后進行了多次分層對比，建立巖相模型與屬性模型，根據(jù)加密井網(wǎng)密度確定平面網(wǎng)格間距為30 m，縱向模擬層按沉積單元小層劃分為78個，總網(wǎng)格數(shù)為1 898 503個。N區(qū)塊三維構(gòu)造模型如圖1所示。

圖1 N區(qū)塊三維構(gòu)造模型Fig.1 Three-dimensional structural model of block N

2.2 N區(qū)塊水驅(qū)歷史擬合

首先進行地質(zhì)儲量擬合。N區(qū)實際地質(zhì)儲量為7 490.95×104t，擬合地質(zhì)儲量為7 499.39×104t，相對誤差為0.113%。歷史擬合的開始時間為1961年1月，結(jié)束時間是2016年1月，試驗區(qū)塊產(chǎn)液量擬合曲線如圖2所示，擬合率達到98%，擬合較好。

圖2 N區(qū)塊產(chǎn)液量擬合曲線Fig.2 Fitting curve of liquid production in block N

區(qū)塊實際綜合含水率為95.13%，數(shù)值模擬計算得到綜合含水率為95.51%，絕對誤差僅為0.38%，結(jié)果符合精度要求。N區(qū)塊綜合含水率擬合結(jié)果如圖3所示；單井含水率精度符合度達到75%。

圖3 N區(qū)塊綜合含水率擬合結(jié)果Fig.3 Fitting results of comprehensive moisture content in block N

2.3 X區(qū)塊模型截取

在大區(qū)塊各開發(fā)擬合指標(biāo)均達到精度要求后，截取面積為0.37 km2具有代表意義的子區(qū)塊，X區(qū)塊三維構(gòu)造如圖4所示。

圖4 X區(qū)塊三維構(gòu)造Fig.4 3D structural map of block X

通過對試驗區(qū)塊相控屬性分析觀察可以看出，目的層沉積相與相控屬性匹配較好，確保了試驗區(qū)模型的質(zhì)量和可靠性。目的層巖性模型與屬性模型如圖5所示。X區(qū)塊理論總儲量26.94×104t，模型儲量27.39×104t，相對誤差1.5%。

圖5 目的層巖性模型與屬性模型匹配結(jié)果Fig.5 Matching result of lithology model and attribute model of target layer

3 聚/表二元驅(qū)參數(shù)選取

在聚合物/表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)中，確定合理二元參數(shù)是影響聚表二元驅(qū)的驅(qū)油效果和經(jīng)濟效益的關(guān)鍵因素[14-15]。大量的實驗研究和現(xiàn)場經(jīng)驗表明，聚/表二元驅(qū)過程涉及眾多物理和化學(xué)現(xiàn)象，本文挑選出3個影響聚/表二元驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果的主要敏感性參數(shù)，分別為聚合物溶液濃度、表面活性劑濃度和二元體系段塞大小。

3.1 注入方案及參數(shù)水平的確定

由于實驗方案設(shè)計涉及多水平多因素，為避免增加實驗次數(shù)和實驗的盲目性及實驗結(jié)果無代表性的缺點，因此采用正交設(shè)計方法[16]。影響聚合物/表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)的參數(shù)很多，在礦場實踐基礎(chǔ)上，根據(jù)室內(nèi)聚合物、表面活性劑性能研究及評價結(jié)果，結(jié)合單元地質(zhì)、開發(fā)狀況，選取影響二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果的3種參數(shù)，對每個參數(shù)因素選取了3個水平進行分析研究，各因素及水平選取見表1。

表1 各參數(shù)及水平設(shè)計Tab.1 Parameter and level design

各模擬方案設(shè)計由前置段塞、二元段塞、保護段塞組合而成，各方案前置段塞聚合物濃度為1 800 mg/L，段塞大小為0.03 PV，保護段塞聚合物濃度為1 600 mg/L，段塞大小為0.2 PV，以0.13 PV/a速度注入，注采比1∶1，9注16采。井網(wǎng)設(shè)計如圖6所示。

3.2 數(shù)值模擬實驗過程與評價指標(biāo)

使用CMG油藏數(shù)值模擬軟件，在油藏生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，采用STARS模塊對9組實驗進行數(shù)值計算。以提高采收率幅度以及含水率下降幅度為篩選標(biāo)準(zhǔn)，對各參數(shù)進行敏感性分析[16]。數(shù)值模擬實驗所用聚合物、表面活性劑性能參數(shù)來自室內(nèi)實驗評價，結(jié)合相似區(qū)塊以及現(xiàn)場反饋經(jīng)驗，聚合物受剪切后有效黏度保留率為40%～50%，表面活性劑界面張力采用實驗室測得的濃度與界面張力關(guān)系值。X區(qū)塊二元驅(qū)數(shù)值模擬中所用聚合物黏濃關(guān)系和二元體系界面張力見表2、表3。

表2 聚合物黏濃關(guān)系Tab.2 Adhesion relationship of polymer mPa·s

表3 二元體系界面張力Tab.3 Interfacial tension of binary system %

3.3 數(shù)值模擬實驗結(jié)果

正交設(shè)計[17]分析的優(yōu)化指標(biāo)分別選取了提高采收率幅度、含水率下降幅度2個開發(fā)指標(biāo)進行評價。9組實驗方案及兩項指標(biāo)結(jié)果見表4。

表4 聚合物/表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)正交設(shè)計及指標(biāo)結(jié)果Tab.4 Orthogonal design and index results of polymer/surfactant binary composite flooding

3.3.1 以提高采收率幅度為指標(biāo)優(yōu)選參數(shù)

在9組正交實驗的基礎(chǔ)上，對二元參數(shù)不同水平均值進行極差分析，極差越大說明其對最終結(jié)果越敏感即影響程度越高。以提高采收率幅度為指標(biāo)，從表5中可知：聚合物濃度、表面活性劑濃度、注入體積的均值極差分別為0.24、0.76、2.71，按敏感程度從大到小的排序依次是注入體積、表面活劑濃度、聚合物濃度，分析正交實驗結(jié)果可知，聚/表二元段塞各注入?yún)?shù)對應(yīng)均值越大，其越有利于提高采收率。因此，在不考慮其他因素情況下，僅以提高采收率幅度為參考開發(fā)指標(biāo)，聚/表二元段塞聚合物濃度1 800 mg/L、表活劑濃度0.4%、注入體積為0.65 PV時為提高采收率幅度的較佳注入?yún)?shù)。

表5 二元驅(qū)參數(shù)正交設(shè)計提高采收率結(jié)果Tab.5 EOR results of orthogonal design of binary flooding parameters %

3.3.2 以含水率降低幅度為指標(biāo)優(yōu)選參數(shù)

以含水率下降幅度為指標(biāo)，從表6二元驅(qū)參數(shù)正交設(shè)計含水率降低幅度結(jié)果可知：聚合物濃度、表面活性劑濃度、注入體積的均值極差分別為2.6、0.84、0.21，按正交實驗均值極差從大到小的排序依次是聚合物濃度、表活劑濃度、注入體積，說明注入不同水平聚合物濃度對含水率降低幅度最敏感。在不考慮其他因素情況下，僅以含水率下降幅度為參考開發(fā)指標(biāo)，聚/表二元段塞的聚合物濃度2 000 mg/L、表活劑濃度0.5%、注入體積為0.45 PV時為提高采收率幅度的較佳注入?yún)?shù)。

表6 二元驅(qū)參數(shù)正交設(shè)計含水率降低幅度結(jié)果Tab.6 Results of water cut reduction by orthogonal design of binary flooding parameters %

3.4 綜合分析

結(jié)合提高采收率與含水率降低幅度、經(jīng)濟因素和區(qū)塊實際開發(fā)現(xiàn)狀等多方面指標(biāo)來看，注入二元體系的體積越大越有助于采收率的提高，這是由于注入體積越大，含水率從降幅最低點回升慢，綜合含水率到達98%時間慢，開采時間長，因此采收率高；聚合物濃度越大含水率降低幅度越大，聚合物溶液能夠增大驅(qū)替相黏度來降低水油流度比，擴大波及體積，從而提高洗油效果導(dǎo)致含水率下降；表面活性劑通過降低油水界面張力，增加毛細管準(zhǔn)數(shù)以達到提高洗油效率的效果[18]。在實際開發(fā)過程中，聚/表二元驅(qū)的表面活性劑濃度需結(jié)合實驗測得二元體系濃度與油水界面張力關(guān)系、開發(fā)預(yù)測指標(biāo)等因素共同確定[19-20]。由于N區(qū)塊油藏類型為二類B，又是開發(fā)后期，綜合含水率達95%左右。因此在經(jīng)濟允許的情況下，對于高含水油田開發(fā)后期應(yīng)以采收率為主要指標(biāo)，最終確定油田開發(fā)方案參數(shù)見表7。

表7 二元驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計Tab.7 Binary flooding development scheme design

如圖7所示，注入化學(xué)劑0.31 PV時全區(qū)綜合含水率降至最低點86.50%，含水率最大下降幅度為8.50個百分點，含水率回升為98%時，試驗區(qū)塊階段采收率為15.75%。按照行業(yè)內(nèi)經(jīng)濟效益評價標(biāo)準(zhǔn)，由表8可知，由于試驗區(qū)有效厚度小，試驗區(qū)8個目的層平均有效厚度僅為5.07 m，剩余儲量低，導(dǎo)致該區(qū)塊聚表二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)方案在油價50美元/桶和60美元/桶時內(nèi)部收益率較低。

圖7 二元驅(qū)開發(fā)效果預(yù)測曲線Fig.7 Binary flooding development effect prediction curve

表8 經(jīng)濟效益評價結(jié)果Tab.8 Economic benefit evaluation results

4 結(jié)論

(1)通過正交設(shè)計方法，應(yīng)用CMG油藏數(shù)值模擬軟件，結(jié)合油田現(xiàn)場開發(fā)經(jīng)驗設(shè)計方案，對影響聚合物/表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)的參數(shù)進行了敏感性分析。模擬結(jié)果表明：以提高采收率和含水率降低幅度為評價指標(biāo)，在設(shè)計的聚合物濃度范圍，較高的聚合物濃度可使含水率降低幅度增大，對提高采收率影響不顯著；針對二類B油藏開發(fā)后期，應(yīng)盡量以提高采收率為主，因此表面活性劑濃度和注入體積是主要影響因素，增大注入體積和表面活性劑濃度有助于提高采收率，但不利于經(jīng)濟效益。因此，在考慮經(jīng)濟效益時，聚/表二元參數(shù)需要綜合分析的進一步優(yōu)化。

(2)結(jié)合已實施油田成果經(jīng)驗和油田開發(fā)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，最終確定預(yù)測方案的注入?yún)?shù)為：注入速度恒定為0.13 PV/a，前置段塞注入大小為0.03 PV，聚合物濃度1 800 mg/L，二元段塞大小為0.45 PV，表面活性劑濃度0.4%，聚合物濃度為2 000 mg/L，后置保護段塞大小為0.2 PV，聚合物濃度為1 600 mg/L；可提高采收率15.75個百分點，在工程上，內(nèi)部收益率如果以8%為盈利與虧損界限，油價在70美元/桶時符合工程需求，由于模擬區(qū)塊小、儲量低等其他油藏內(nèi)部因素，油價在50美元/桶和60美元/桶時，內(nèi)部收益率較低。