低渗透油藏多段塞微生物驱开发指标预测

程明明，夏 添，雷光伦，高建波，李保生

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580)

见水时间、见水采收率、累积产油量和累积产液量等指标的预测在油田开发中具有极其重要的地位[1]。低渗透油藏由于基质渗透率低、孔喉尺度小,毛细管现象突出、油气流动阻力大,且黏土矿物含量高,并有天然裂缝,地层非均质严重[2],由于长时间注水开发,层系开发的层内矛盾加剧。常用的驱油技术适应性变差,随着驱油轮次的增加,已很难达到预期的效果[3-4]。微生物采油技术越来越受到石油行业的重视,然而油田开发过程的时变性和地质参数的随机性,含水率、累积产油量等动态模型的参数带有时变性,使得微生物驱油开发指标预测面临很多困难。含水率变化特征曲线只能预测见水时间和见水采收率以及含水率与与前缘含水饱和度的关系；指数递减预测模型法不能预测油气田的见水时间和水驱前缘饱和度[5-6]。笔者将指数递减预测模型与含水率变化特征曲线相结合,提出一种能够预测水驱油气田开发指标的联解法,在实验基础上根据渗流力学原理综合运用前缘推进理论和经验回归方法,同时考虑微生物降低原油黏度以及影响油水相对渗透率等客观因素,建立一种油井产能和含水变化规律的预测模型,对微生物驱前缘含水饱和度、见水时间、见水采收率等开发指标进行预测。

1 微生物注入方式对提高采收率的影响

微生物提高采收率效果需要以物理模拟实验加以验证,提高采收率与注入方式有关。在已确定的较佳注入微生物浓度、营养液浓度基础上,用物理模拟实验确定注入段塞组合对驱油效果的影响。方法是用细磨油层采出砂装填岩心管(长35.5 mm、直径2.73 mm)作为人造岩心。模型抽真空饱和地层水后测孔隙度和渗透率。用试验区原油和煤油配制的模拟油(44.4℃时黏度为1.91 mPa·s)饱和岩心建立束缚水。在地层温度下以试验区水驱速度(0.48 m/d)对岩心进行水驱,达到当前试验区含水率时停止水驱。将等量的微生物菌液分别作为一个段塞和均分为多个段塞以相同速度注入,然后关闭岩心管两端阀门,将模型在油藏温度下静置3 d,打开阀门继续以相同速度后续水驱,直到岩心不出油时结束[7-8]。实验主要装置见图1。

图1 岩心流动模型Fig.1 Core flood experiment model

2 水湿储层微生物驱开发指标预测模型的建立

设微生物驱油时单井控油半径为Re,油层压力为pe,微生物驱前单井产液量为Q,产油量为Qo,含水率为fwo,原油黏度为μo,油相相对渗透率为Kro,水相黏度为μw,相对渗透率为Krw。

对于水湿储层,油水两相相对渗透率曲线的相关经验公式为

式中,Sw为含水饱和度；Swi为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度；SwD为标准化的含水饱和度；Kro为油相的相对渗透率,为Sw的函数；Krw为水相的相对渗透率,为Sw的函数；λ为Sw=Swi、SwD=0时油的相对渗透率Kro(Swi)；ε为常数,取决于岩石润湿性和孔隙结构特征。

将式(1)和式(2)等号两端取常数对数得：

采收率计算公式为

式中,ER为采收率；Soi为原始含油饱和度；Sor为残余油饱和度。

由式(4)得微生物驱时的残余油饱和度为

式中,ER1为水驱采收率；ER2为最终采收率；Sor1为水驱后剩余油饱和度；Sor2为微生物驱后残余油饱和度。

根据微生物试验区相对渗透率数据,利用式(3),拟合曲线求得λ和相关系数ε,并且由微生物注入方式对提高采收率影响实验数据,利用式(5)计算微生物驱时的残余油饱和度,可得出水湿储层油相相对渗透率曲线的相关公式。同时认为微生物驱时水相黏度近似不变,则可得到在原油黏度发生变化下微生物驱时含水率变化规律。

微生物驱后,原油黏度变为μ′o,相对渗透率变为Kom,产油量变为Qom,水的黏度与流动能力不变。用式(6)计算微生物驱时地下原油降黏后的黏度为

式中,n为地层温度下微生物作用前后原油的降黏率。

微生物驱前,单井产油量为

微生物驱后,单井产油量为

设微生物驱前后生产压差不变,则将式(7)与式(8)联立可得

由于水相黏度及流动能力在微生物驱时基本保持不变,可认为微生物驱前后的产水量不变。用式(10)计算产水量为

微生物驱单井产液量为

含水率指油水同产时产水量在总产液量中所占的比例,由达西定律可得微生物驱后含水率：

油田产油量的变化主要与采油速度亦即油藏内剩余油量变化速率有关。多数油气田在生产后期的产量递减规律比较符合指数递减,应用指数递减模型也可以较好地预测气田的开发指标,不同黏度稀油油藏的递减规律基本相同,因此微生物驱油的油藏剩余油量应有相同的递减规律,用指数递减表示为

式中,Qom(t)为t时刻油井产油量；t为微生物处理后区块(油井)的生产时间；a为微生物处理后的区块(油井)指数递减率,与菌液及营养液注入量、注入微生物菌种类别以及单井产液强度有关,可根据现场微生物驱的生产数据确定。

由Buckley-Leveret方程和物质平衡方程[9]推导得

由式(14)可知,在含水率与含水饱和度关系曲线中,通过束缚水饱和度Sc作fw-Sw关系曲线的切线,得到切点。该切点对应的含水饱和度即为水驱油前缘含水饱和度Sf。

对于微生物驱见水时间,采用油水两相渗流的Beckley-Leverett方程进行研究。根据 Beckley-Leverett方程可推出含水饱和度为Sw时的渗流速度为

式中,A(r)=2πrh,为渗流截面积；f′w(Sw) 由含水率变化曲线求出。

代入A(r)对式(15)分离变量积分得

式中,R0为原始含油半径；r为t时刻某一等饱和度面到达的位置。

求解式(17)可得到水驱前缘质点达到油井时间为

由两种注入方式下水驱前缘饱和度导数f′w(Swf)计算得到水驱前缘到达井筒时时间即见水时间。

见水采收率为

式中,ρo为地面条件下原油密度；ER为见水采收率；Swc为束缚水饱和度；Ns为单井地质储量。

3 结果分析

3.1 注入方式

挑选物理参数相近的岩心进行实验,以排除渗透率和孔隙度差异的影响。用物理模拟方法验证了注入不同的微生物段塞对提高采收率的影响,并以空白水驱作为对照,结果见表1(VP为孔隙体积)。

表1 微生物驱物理模拟实验主要结果Table 1 Results of microbial physical simulation experiments

由表1可得,多段塞注入的提高采收率效果为佳,这是因为微生物具有很好的生长繁殖能力,生长的微生物会很快运移到中间注入的间隔水中使其微生物浓度快速增加,相当于这部分水也成了注入菌液。分段塞注入,能保证微生物充分进入地层,延长了微生物有效作用时间,减少了微生物的无效流动,增大了微生物作用半径,有利于将滞留在岩石表面、孔隙角偶处和小毛细管中的剩余油采出,增大了水驱的波及面积。

3.2 开发指标

微生物可以以原油中蜡为碳源,对原油进行降解,使原油长碳链组分变为短碳链组分,结果使原油含蜡量降低,黏度降低,流动性增强,使滞留在岩石表面、孔隙角偶处和小毛管中的剩余油更容易采出,从而提高原油采收率。由现场资料可知,地下原油黏度为1.91 mPa·s,地层温度下水的黏度为0.656 mPa·s。定义降黏率为微生物作用降低的原油黏度占原黏度的比值,假定微生物驱地下原油降黏率和地面脱气原油降黏率一致(计算微生物驱后地下原油黏度取剪切速率为10.218 s-1时的脱气原油降黏率)。地层温度下试验区原油在微生物降解作用前后黏度变化见表2。

表2 微生物作用前后原油黏度变化Table 2 Oil viscosity changes before and after microbial action

现场实测的相对渗透率曲线见图2。

根据微生物试验区相对渗透率数据,利用式(3),拟合求得λ和相关系数r,并且由微生物注入方式对提高采收率影响实验数据,利用式(5)计算微生物驱时的残余油饱和度,结果见表3。

图2 现场相对渗透率曲线Fig.2 Relative permeability curves measured on scene

表3 相渗标准化相关特征系数Table 3 Coefficient of standardization relative permeability

将表3中数据代入式(5)中得,油水相对渗透率曲线标准化的相关经验公式为

微生物作用前后水相相对渗透率变化不大,根据式(19)计算单一段塞微生物驱以及多段塞微生物驱时的油相相对渗透率。2种注入方式下微生物驱时的相对渗透率曲线如图3、4所示。

由2种注入方式的相渗曲线,通过式(12)计算得到2种注入方式下的含水率变化,以含水饱和度为横坐标,含水率值为纵坐标,分别绘制两种注入速度下含水率变化曲线,结果见图5、6。

由图5、6可知,当考虑微生物驱时原油降黏和相对渗透率的变化时,微生物驱时的含水率降低,微生物驱比水驱时最大含水可降低20%；目前试验区含水60%～70%时注微生物,含水可降10%～15%。

图3 单一段塞注入微生物相对渗透率曲线Fig.3 Relative permeability of single slug microbial flooding

图4 多段塞注入微生物相对渗透率曲线Fig.4 Relative permeability of segmented slug microbial flooding

图5 单一段塞微生物驱含水率变化Fig.5 Moisture content variation of single slug flooding

由含水率变化曲线作出2种注入方式下f′w-Sw曲线,与fw-Sw曲线相对比,从而求得f′w(Swf),见图7、8。

由现场数据知,平均孔隙度φ=0.137,井筒半径rw=10 cm,油层平均厚度h=13.3 m,取产液量分别为 1、3、7、10 m3/d,油井每年生产时间为 360 d。原始供油半径R0分别为75、125 m,计算得到水驱、微生物驱的前缘含水饱和度Swf、f′w(Swf)、见水时间、见水采收率等开发指标见4、5。

图6 多段塞微生物含水率变化Fig.6 Moisture content variation of segmented slug flooding

图7 单一段塞注入微生物含水率导数曲线Fig.7 Moisture content derivative of single slug flooding

图8 多段塞注入微生物含水率导数曲线Fig.8 Moisture content derivative of segmented slug flooding

由计算结果可知,考虑微生物对原油的降黏和改变相渗作用,微生物驱时比水驱时指进进一步减弱,见水时间延长,无水采收率提高。供油半径75 m时,单一段塞微生物驱比水驱见水时间可延长55.26%～56.02%。多段塞微生物驱比水驱见水时间可延长95.39%～97.69%。无水采收率从水驱的16.55%提高到多段塞微生物驱时的32.44%,提高15.89%。供油半径125 m时,单一段塞微生物驱比水驱见水时间可延长55.82% ～55.91%。多段塞微生物驱比水驱见水时间可延长95.96%～96.00%。无水采收率从水驱的45.98%提高到多段塞微生物驱时的90.12%,提高44.14%。

表4 原始供油半径为75 m时的开发指标预测Table 4 Development index prediction as original drainage radius being 75 m

表5 原始供油半径为125 m时的开发指标预测Table 5 Development index prediction as original drainage radius being 125 m

3.3 结果验证

将多段塞微生物驱提高采收率计算结果与实验结果进行比较,见图9。

图9 实验结果与计算结果比较Fig.9 Calculation and physical simulation results of microbial flooding

由图9看出,随着段塞数量的增加,采收率提高值也在不断增大,均分段塞增加到一定数量时,采收率提高值增幅趋于平缓。另外,图9也反映出通过模型计算的采收率提高值与实验测得的采收率提高值有较高吻合度,说明数学模型可以用来预测矿场试验结果。分析模型产生误差的主要因素在于将实际参数进行统计回归,得到渗透率与油层静态参数之间的经验统计,无法给出非均质油层的精细预测[10-11]。

4 矿场试验效果与分析

4.1 试验区选择与注入参数设计

微生物提高采收率先导性试验区位于安塞油田王窑断块三叠系延长组致密砂岩,渗透率很低。平均孔隙度13.7%,地层温度44.4℃,油井平均单井产能2 t/d,是典型的低渗油田。目前王窑等开发区块已进入开发中后期,地质储量采出程度14.09%,可采储量采出程度68.07%,平均单井产能1.3 t/d,综合含水率59.8%,注水开发采收率很低[12-14]。采用基础井网为反九点面积井网,微生物注入井 4口,油井20口,单井平均含水率64.57%,平均日产油0.95 t。微生物注入3%,分为五级段塞,交替注入调剖用微生物与驱油微生物菌,可以解决驱油菌剂大量流失问题,同时杜绝了物理化学调剖工艺设备复杂、施工费用高、对驱油菌剂产生毒害和抑制等不利影响,可以大幅度提高微生物采油有效率、降低施工成本。采用一口油套分注井和三口笼统注入井配合的方式依次注入,设计注入参数见表6。

4.2 试验效果分析

试验实施后,见到明显的微生物驱油效果,采油量上升,综合递减率下降,含水率得到控制。试验井组至2013年3月底累计增产原油526.44 t,日增油最高2.52 t,目前有效期已达270 d。

4.3 矿场实验效果与预测值比较

用现场试验数据和微生物驱产量预测模型对该区块8口井进行微生物吞吐后的产油量、产液量及含水率进行预测,由于微生物驱时作用时间较短,油藏内油相渗透率变化不大,含油饱和度亦变化不大,计算时取微生物作用前后油相渗透率相同,预测值与实测值对比结果见表7。

表6 微生物注入参数设计Table 6 Design of microbial injection parameters

表7 W1-8区块微生物驱前后产量实测及预测值Table 7 Calculation and field measurement results of Block W1-8

用该预测模型能较准确地预测出微生物驱开井后的产油量、增油量、产液量和含水率,单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%,说明模型有较高的可靠性,可用于水驱油田的宏观的开发指标变化趋势的预测或开发机制研究。误差产生的原因可能是模型忽略了油层非均质性和压力分布差别,过于理想化。

5 结 论

(1)多段塞微生物驱提高原油采收率采收率效果更好。单一段塞注入微生物时,采收率提高6.6%；多段塞注入微生物时,采收率提高15.24%,现场选用五级段塞交替注入微生物,见到明显驱油效果。

(2)综合运用含水率变化特征曲线和指数递减预测模型对安塞油田微生物驱见水时间、见水采收率、累计产油量、累计产液量等开发指标进行预测,物理模拟实验结果与计算结果相近。模型单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%,模型有较高的可靠性。

(3)矿场试验采用五级段塞现场交替注入调剖用微生物与驱油用微生物,试验区含水上升率下降,由8.1%下降至-4.3%；综合递减率也由措施前的13.3%下降到目前的4.4%。微生物驱油是一种投入低见效快、施工工艺简单、控水稳油效果明显的提高采收率技术。

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