孤东油田七区西Ng63+4大孔道油藏二元复合驱油提高采收率方案设计

2015-07-02姬奥林

石油地质与工程 2015年3期

关键词：驱油采收率活性剂

姬奥林

(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015)

孤东油田七区西Ng63+4大孔道油藏二元复合驱油提高采收率方案设计

姬奥林

(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015)

孤东油田七区西Ng63+4是典型的大孔道油藏，其孔隙度平均31.7%，渗透率平均2 324×10-3μm2，该油藏注水开发阶段水窜严重、注水利用率低、综合含水高、水驱采收率低，为此，在对高渗条带进行有效封堵的基础上，开展了表面活性剂和聚合物二元复合驱油研究，提出并筛选了聚合物和最佳表面活性剂配方，在技术、经济对比的基础上对复合驱注采参数进行了优化设计。室内实验和数值模拟结果表明：二元复合驱油方案实施后，孤东油田七区西Ng63+4可提高采收率7.3%，累积增油26.74×104t。

Ⅳ类大孔道油藏；二元复合驱；提高采收率；方案优化

胜利油区主力油田逐步进入高含水、特高含水期，稳产难度大，开发矛盾日渐突出，勘探新增储量的难度增大，成本增高，因此进一步提高已探明、已开发储量的采收率已经成为十分迫切的工作，提高Ⅳ类大孔道油藏和聚合物驱后单元采收率技术越来越受到人们的关注。化学驱资源及潜力评价结果表明，胜利油区适合化学驱的总资源为16.05×108t，其中Ⅳ类大孔道油藏资源为1.25×108t，该项目的研究对这部分储量乃至国内外同类型油藏提高采收率具有重要的指导意义，推广应用前景广阔。

1 试验区概况

孤东油田七区西Ng63+4是Ⅳ类大孔道油藏的典型代表，试验区位于孤东油田七区西Ng63+4中部的主河道区域。试验区含油面积1.65 km2，有效厚度11.5 m，地质储量392×104t。

单元砂岩以细、粉细砂岩为主，胶结程度比较疏松，粒度中值平均0.14μm，分选系数平均为1.76，孔隙度平均31.7%，渗透率平均2 324×10-3μm2，孔喉半径平均值8.81～11.12 μm，属于高孔、高渗、中孔、中喉、非均质性强的储层。目前地面原油黏度928 mPa·s，产出水矿化度10 095 mg/L，钙镁离子含量332 mg/L。试验区自1986年投产，目前已经进入特高含水开发阶段，截至2010年4月，试验区有油井32口、开井29口，有注水井18口、开井16口，平均单井日产油1.57 t，单井日产液119.13 t，综合含水98.7%，采出程度42.4%。

试验区存在高渗条带，主要表现在以下几个方面：

(1)启动压力低、吸水指数大。孤东七区西Ng63+4单元目前平均注水量为279 m3/d，平均注入压力为11.8 MPa，视吸水指数为23.64 m3/(d·m)，注水量大，视吸水指数高。统计孤东油田Ng63+4初期以及特高含水期启动压力以及吸水指数变化情况，特高含水期后启动压力降低3.7 MPa，而每米吸水指数增加2.8 m3/ (d·MPa·m)。

(2)吸水剖面差异大，高渗层吸水远远高于低渗层。吸水剖面监测结果显示各层段相对吸水量与渗透率分布状况一致，且随着开发的进行，吸水厚度逐渐减小，占射开层段的百分比也随之减少。部分井吸水剖面资料也显示，目前部分层段吸水百分数占全井60%以上，而其厚度一般不到射开厚度的40%，注入水沿高渗条带突进现象明显。

(3)水线推进快，突破厚度小。油井同位素监测反映，层内存在高渗条带部位的水驱速度快。根据孤东7-27-226井示踪剂监测结果，最早见示踪剂的井突破时间为第7天，其前缘水线推进速度为22.86 m/d，其余井的推进速度也基本在10 m/d以上，较初期推进速度0.35～0.47 m/d增长30～70倍；而高渗条带突破厚度非常小，仅有0.07～0.77 m。孤东7-30-246井组的示踪剂检测结果也显示了相同的规律。

研究认为，大幅度提高此类存在高渗条带油藏的采收率，首先需要对高渗条带进行有效封堵，然后采用高效驱油体系进行驱替。

2 驱油体系室内研究

2.1 实验条件

实验用水：东三联污水，其中TDS含量9 069 mg/L，Ca2++Mg2+含量285 mg/L。其它离子组成见表1。

实验用油：26-266井、34-4226井、28-206井原油；实验温度：70℃。

表1 东三联污水注入离子组成 mg/L

2.2 表活剂配方设计

以胜利油田原油为原料生产的石油磺酸盐与胜利原油具有较好的适应性。首先考察了石油磺酸盐对孤东七区西Ng63+4原油的降低界面张力情况，经测定界面张力为1.2×10-2mN/m，单一石油磺酸盐难以使油水界面张力达到超低值。

通过分析发现，石油磺酸盐作为阴离子表面活性剂，其极性头间存在较强的电性排斥作用，而且由于其来源于原油，因此疏水链的结构也多种多样，使界面膜排列不紧密，界面活性不高。需要选择分子结构适宜的辅助表面活性剂，发挥复配协同作用，且少量添加即可大大优化石油磺酸盐的界面活性。采取将石油磺酸盐与非离子表面活性剂复配的方式来提高表面活性剂体系的界面活性[2-3]。为此考察了石油磺酸盐与非离子表面活性剂复配体系的降低界面张力情况(表2)。

表2 石油磺酸盐复配体系降低界面张力情况

在孤东七区西Ng63+4油水条件下，表2中序号1、2、4的三个配方体系可使界面张力达到超低值。

2.2.1 复配体系配比分析

二元复合驱在注入过程中受注入系统稳定性影响较大，需要复配体系具有较宽的配比范围[4]。考察了SLPS/W-5、SLPS/1#、SLPS/HS-2三种体系的配比对降低界面张力的影响(图1)。

图1 不同配比复配体系降低界面张力情况

由图1可以看出SLPS/1#、SLPS/W-5两个配方体系在3∶1～1∶2范围内均可使界面张力达到超低，具有较宽的配比范围，推荐配比为2/1。 SLPS/HS-2只能在2∶1和1∶1情况下使界面张力达到超低，配比范围较窄。

2.2.2 抗钙镁能力分析

注入污水经过无数次的注入和采出分离，势必造成注入污水矿化度升高和钙镁离子含量的升高，因此要求表面活性剂对钙镁离子浓度有一定的适应能力[5]。考察了SLPS/1#、SLPS/W-5两个复配体系的抗钙镁能力。以孤东三号联合站处理污水为基础，配制质量分数为0.4%、配比为2∶1的表面活性剂溶液，加入不同浓度的Ca2+，观察溶液变化情况，并测定其降低界面张力情况。结果如表3。

2.2.3 表面活性剂浓度窗口分析

由于地层水的稀释，表面活性剂注入地下以后，浓度变稀，因此就需要所选用表面活性剂具有较宽的浓度窗口。为此分析了两种复配体系(配比2∶1)不同质量分数对26-266井原油的界面张力的影响，结果见图2。

分析发现，两种体系在0.3%～0.8%范围内可使界面张力达到超低，考虑注入因素及经济因素，推荐质量分数为0.5%。

2.3 聚合物的筛选

考虑孤东七区西Ng63+4油藏条件除具有大孔道特征外，与孤东其他二元驱及聚合物驱单元条件类似，优先考虑生产工艺成熟、具有工业化产品、正在矿场应用的聚合物进行性能研究。选择了三种常规聚合物主要进行了增黏性能研究。利用清水配制5 000 mg/L的聚合物母液，然后利用孤东东三联污水稀释至不同浓度，绘制聚合物黏浓曲线。

表3 表面活性剂体系加入Ca2+后降低界面张力情况 Nm/m

图2 不同质量分数表面活性剂复配体系降低界面张力情况

由图3看出，3种矿场应用聚合物浓度为1 500 mg/L时，黏度均在20 mPa·s以上，浓度为2 000 mg/L时黏度40 mPa·s，能够满足矿场应用要求，推荐聚合物浓度1 500～2 000 mg/L。

图3 不同聚合物黏浓曲线

2.4 室内物模实验

物理模拟试验是室内评价复合驱的一个重要环节，通过模拟地层条件(包括地层实际温度、压力、渗透率、含油饱和度等)对筛选配方进行注入浓度、注入段塞、注入时机等实验，可以对配方进行进一步优化，制定合适的注入方案。

油水样品：用蒸馏水配制成地层水、注入水，原油为26-266井脱水原油，黏度为60 mPa·s。

岩心模型：用石英砂充填的双管模型；长度30 cm，直径1.5 cm，渗透率k1=1 000×10-3μm2；k2=3000×10-3μm2。

驱油步骤：岩心抽空→饱和水→饱和油→水驱至含水94%，转注不同配方及配方段塞水驱至含水高于98%时结束。

为考察二元驱增油效果，进行了二元驱与同等经济和相同段塞大小条件下聚合物驱试验，结果如表4。在相同段塞条件下，二元驱提高采收率幅度优于单一聚合物驱和单一表面活性剂驱的和。在同等经济条件下，单一聚合物驱提高采收率幅度为16.1%，低于二元驱的18.7%。

表4 复配体系与聚合物在同等经济条件下对比

3 方案参数优化

3.1 油藏数值模拟研究

根据油藏主要渗流方向，数值模拟网格方向设置为主河道方向；根据韵律段厚度、高渗条带发育情况、数值模拟合理运算速度及剩余油描述精度，设置平面网格步长15 m×15 m；不同韵律段模拟层个数(即纵向网格厚度)：Ng631模拟层2个(平均网格厚度1 m)；Ng632模拟层7个(平均网格厚度0.5 m)；Ng641模拟层10个(平均网格厚度0.5 m)；Ng642模拟层10个(平均网格厚度1 m)。并且韵律段之间的夹层也分别作为一个模拟层，其网格最小厚度为井点夹层识别的最小厚度，能够精确刻画夹层。最终模型网格规模为28.2万。

在地质建模的基础上，综合地质研究成果、各项测试资料和动态数据，利用CMG模拟器，建立了油藏数值模型。历史拟合的原则为：①先整体后局部，保证全区及单层间的相对统一；②先满足总指标拟合精度，再追求单井拟合精度。

拟合方法为：①动态调整边界井的注入和产出量拟合压力；②调整渗透率拟合单井含水。

在以上原则和方法指导下，进行拟合运算，主要拟合指标为压力曲线、区块和单井含水曲线。

(1)压力拟合结果。孤东油田七区西Ng63+4压力系数1.05，原始油藏压力13.91，目前平均地层压力13.53 MPa，计算压力13.74 MPa(图4)，计算结果与试验区压力变化规律一致。