大庆油田南一区葡Ⅰ组油层三元复合驱前置段塞注入参数优选

李丽丽,梁云龙,刘远亮,宋考平,高 丽

(1.中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 163318;2.中油大庆输油气分公司,黑龙江 大庆 163458;3.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000;4.提高油气采收率教育部重点实验室 东北石油大学,黑龙江 大庆 163318;5.中石化江苏油田分公司,江苏 扬州 225009)

大庆油田南一区葡Ⅰ组油层三元复合驱前置段塞注入参数优选

李丽丽1,梁云龙2,刘远亮3,宋考平4,高 丽5

(1.中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 163318;2.中油大庆输油气分公司,黑龙江 大庆 163458;3.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000;4.提高油气采收率教育部重点实验室 东北石油大学,黑龙江 大庆 163318;5.中石化江苏油田分公司,江苏 扬州 225009)

在室内配方和先导性矿场试验研究基础上,结合大庆油田南一区西西块的地质开发特征,确定三元复合驱前置聚合物段塞分子质量、浓度、矿场注入速度的合理范围。利用数值模拟方法,优选前置聚合物段塞分子质量、浓度、段塞注入体积孔隙倍数等注入参数。结果表明：前置段塞中聚合物的浓度、段塞注入孔隙体积倍数均存在合理取值,聚合物的分子质量对采收率的影响最大,但应考虑到油层注入能力的限制,避免发生堵塞。该研究成果为该区块的合理开发提供了理论依据,对于提高Ⅰ类油层的挖潜能力、改善开发效果具有重要意义。

三元复合驱;前置段塞;数值模拟;提高采收率;Ⅰ类油层;南一区葡Ⅰ组油层

引 言

南一区西西块是大庆油田Ⅰ类油层 125 m井距三元复合驱的第 1个工业化区块,马上面临三元复合驱开采。前置聚合物段塞是三元复合驱的主要组成部分,按照三元复合驱设计的要求,根据对前置聚合物段塞大小,配方等问题的室内研究结果,结合该区块油层发育特征及空白水驱阶段动态特征,借鉴已开展高浓度试验区经验,对前置段塞进行优化,编制南一区一类油层强碱体系三元复合驱试验前置聚合物段塞注入方案[1-5]。

1 三元复合驱模型

1.1 地质模型

三元复合驱试验区为萨中开发区南一区西西3号注入站,目的层为葡Ⅰ1-4油层组,属河流 -三角洲沉积体系,平均砂岩厚度为 18.0 m,有效厚度为 12.8 m,平均有效渗透率为 0.561μm2。采用五点法面积井网布井,注采井距为 125 m,共有油水井 103口,石油地质储量为 366.76×104t。自1960年投入开发,目前采出程度为 41.05%,综合含水率达 96.8%,进入特高含水期开采阶段。利用 Petrel软件建立该区块精细地质模型,X、Y方向网格步长均为 25 m,网格节点共有 25 125个,水驱阶段历史拟合全区符合率达到 95%以上,单井符合率在 80%以上。

1.2 化学驱模型

三元复合驱数值模拟使用三维多组分化学驱模型 STARSTM,模型描述了化学驱过程中所有主要的化学反应和物理化学现象。段塞注入方式为：前置调剖段塞 +三元主段塞 +后置保护段塞。经过室内实验研究,得到的三元复合驱体系为 0.3%(S)+1.2%(NaOH)+2 300 mg/L(P),可比水驱提高采收率 20个百分点。数值模拟主要参数 (如界面活性图、化学剂的吸附滞留量、体系的工作黏度、残余阻力系数以及相对渗透率曲线等)均由室内实验测得。

2 注入参数优化

2.1 前置聚合物段塞注入参数设计

2.1.1 前置聚合物段塞分子质量设计

由表 1可以看出,该区块有效渗透率大于0.500μm2的厚度比例达到 67.2%,与已注高浓度的南一区西东块较接近。南一区西东块注入前置聚合物段塞分子质量为 3 500×104。因此,可以选择在注三元主段塞前,采取分子质量为 3 800×104的高分子段塞实施整体调剖。

表 1 南一区西西块与高浓度试验区不同渗透率厚度比例对比

2.1.2 前置聚合物段塞浓度设计

借鉴已开展高浓度试验区经验,注入浓度 2 000 mg/L时,南一区东块 1号站注入压力上升幅度为101.7%,考虑南一区西西块油层发育条件及连通状况明显好于其他 2个试验区块,河道砂控制程度达到 81.1%,较南一区西东、南一区东块 1号站分别高出 2.4和 5.2个百分点 (表 2)。因此,注入浓度可以按 2 000～2 500 mg/L设计。

表 2 不同区块河道砂控制程度对比

2.1.3 注入速度设计

从中区西部和南一区东部高浓度试验区的矿场实践来看,Ⅰ类油层注高浓度后视吸水指数下降幅度较大,分别下降了 59.2%和 55.0%。由于南一区西西块注采井距小,油层物性参数好,因此,注聚后视吸水指数下降幅度不会超过试验区块。目前南一区西西块 3号注入站空白水驱视吸水指数为 9.54 m3/(d·MPa),油层破裂压力为 14.4 MPa。由不同注入速度井口允许的最高注入压力计算结果得出：125 m井距在视吸水指数下降 30%～40%幅度条件下,当注入速度在 0.15～0.25 PV/a之间时,注入压力均不会超过破裂压力 (表3)。该方案设计 125 m井距三元复合驱注入速度0.25 PV/a,并以此对试验井进行配产配注,在实际生产过程中根据动态变化情况进行调整。

表 3 不同注入速度条件下的井口最高压力

2.2 数值模拟研究结果

2.2.1 前置段塞大小对驱油效果的影响

当前置段塞大小为 0.01 PV时,采收率提高值为 17.27%,而当前置段塞大小增加 0.01 PV时,采收率增加到 17.36%,仅增加 0.09%;从 0.05 PV后,采收率增幅逐渐降低 (图 1),确定聚合物前置段塞为 0.05 PV较适宜。

2.2.2 前置聚合物段塞分子质量对驱油效果的影响当前置聚合物分子质量为 3 800×104时,提高采收率值可达 17.72%,相比分子质量为 2 500×104、1 900 ×104采收率分别提高 1.23、2.48个百分点,提高幅度值较大。该油层地质特征分析及室内实验结果可知,注入分子质量为 3 800×104的前置聚合物段塞对油层不会发生堵塞。因此,确定前置段塞的聚合物分子质量为 3 800×104。

图1 前置段塞大小对驱油效果的影响

2.2.3 前置段塞聚合物浓度对驱油效果的影响

随着聚合物浓度的增大,驱油效果逐渐变好,当浓度大于 2 300 mg/L以后增幅减缓 (图 2)。同时考虑到经济性和油层注入能力的限制,当注入前置段塞聚合物浓度为 3 000 mg/L时,西部油水过渡带的注水井井口压力超过油层的破裂压力,确定前置段塞的聚合物浓度为 2 300 mg/L。

图2 前置段塞聚合物浓度对驱油效果的影响

3 三元复合驱开发效果预测

根据室内研究成果及三元复合驱现场试验规律,预测该区注 0.29 PV时含水下降到最低点61.7%,最大下降幅度为 35.30个百分点;当注入0.55 PV时含水达到 80%,低含水稳定期 0.43 PV。当注入 1.0 PV时,含水回升至 96.6%转入后续水驱,后续水驱注入 0.21 PV,全过程注入 1.21 PV,含水回升至 98%,此时复合驱最终采收率62.83%,累计产油 230.44×104t,阶段采出程度21.78%,提高采收率 19.58个百分点 (图 3)。

图3 南一区西西块 3号注入站含水及采出程度预测曲线

4 结 论

(1)南一区西西块葡Ⅰ组油层 125 m井距前置聚合物段塞注入速度采用 0.25 PV/a。

(2)增加注入前置聚合物段塞的 PV数和浓度,驱油效果明显提高,但达到一定值以后增幅略有减缓,确定聚合物前置段塞大小为 0.05 PV,浓度为 2 300 mg/L。

(3)前置聚合物段塞的分子质量越大,采收率越高。满足油层注入能力的条件下,尽量选择分子质量较高的前置聚合物段塞,因此,确定聚合物前置段塞分子质量为 3 800×104。

(4)数值模拟研究结果表明,复合驱提高采收率 19.58个百分点,含水下降 35.30个百分点。

[1]张可,秦积舜,王舰,等 .弱碱 ASP体系驱油效果实验研究[J].特种油气藏,2010,17(1)：94-97.

[2]张可,支树洁,陈兴隆,等 .弱碱三元复合体系各组分作用关系研究[J].特种油气藏,2009,16(1)：84-91.

[3]李士奎,朱焱,赵永胜 .大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报,2005,26(3)：56-59.

[4]李建路,何先华,高峰,等 .三元复合驱注入段塞组合物理模拟实验研究 [J].石油勘探与开发,2004,31(4)：126-128.

[5]杨普华,杨承志 .化学驱提高原油采收率[M].北京：石油工业出版社,1998：22-26.

Opt im ization of pre-slug injection parameters of alkali/surfactant/polymer flood ing for the Pu I reservoir in the Nan 1 area of the Daqing oilfield

LiLi-li1,L IANG Yun-long2,L IU Yuan-liang3,SONG Kao-ping4,GAO Li5
(1.Daqing O ilfield Com pany Lim ited,PetroChina,Daqing,Heilongjiang163318,China;2.Daqing O il and Gas Transportation Company,PetroChina,Daqing,Heilongjiang163458,China;3.Jilin O ilfield Com pany,PetroChina,Songyuan,Jilin138000,China;4.MOE Key Laboratory of Enhanced O il Recovery,Northeast Petroleum University,Daqing,Heilongjiang163318,China;5.Jiangsu O ilfield Com pany,SINOPEC,Yangzhou,Jiangsu225009,China)

The reasonable rangesofmolecularweight,concentration and injection rate of the polymerpre-slug has been determined based on laboratory formula and pilot field tests combiningwith the geological development features of the Nan 1 area,Daqing oilfield.The parameters of polymer pre-slug are optimized through numerical simulation,includingmolecularweight,concentration,injection pore volume,etc.The results show that there exist reasonable values for polymer concentration and injection pore volume.The molecularweight of polymer has the biggest effect on recovery factor,and reservoir injectivity shall be taken into account to avoid clogging.The achievementof this research provides theoretical basis for reasonable developmentof this block and improving the potential of Class I reservoir so as to improve development result.

alkali/surfactant/polymer flooding;pre-slug;numerical simulation;EOR;Class I reservoir;Pu I reservoir in the Nan 1 area

TE319

A

1006-6535(2011)01-0070-03

20100311;改回日期：20100315

国家自然科学基金项目“油层多孔介质内纳米渗流动力学模型”(10172028),黑龙江省杰出青年基金“油层多孔介质内纳观渗流界面作用力研究”、黑龙江省科技攻关计划“聚合物驱改变驱油波及体积的机理研究”(CC05S305)

李丽丽 (1983-),女,助理工程师,硕士,2007年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油气田开发工作。

编辑姜 岭