川中致密砂岩油藏表面活性剂驱油机理数值模拟

代宸宇 王重善 陈青松 付 晓.中国石油大学(北京) .中国石油西南油气田公司 .中国石油川庆钻探工程公司

川中致密砂岩油藏表面活性剂驱油机理数值模拟

代宸宇1王重善2陈青松1付 晓3
1.中国石油大学(北京) 2.中国石油西南油气田公司 3.中国石油川庆钻探工程公司

针对致密砂岩油藏开发过程中采收率较低的难题，以川中地区上三叠统须家河组致密砂岩油藏为例，结合油藏数值模拟，分析了注入速率、注入表面活性剂浓度、注入PV数对致密砂岩油藏采收率的定性和定量的影响，预测分析不同表面活性剂驱方案实施效果，给出在当前油藏条件下的最佳方案，得出了影响表面活性剂驱的主控因素。

表面活性剂 数值模拟 采收率 致密油藏

随着中高渗油藏可采储量的减少，低渗透油藏的开发越来越引起了人们的重视。室内实验表明，表面活性剂驱油能够降低启动压力梯度，提高低渗透油田驱油效率[1]。目前，对于低渗透油层表面活性剂驱油理论研究很少[2]，考虑启动压力梯度变化的数值模拟软件还未见报道[3]。以川中致密油藏为例，通过数值模拟软件，建立了表面活性剂驱机理模型，对反应参数进行优化调整，确保表面活性剂驱机理模型的准确性。在此基础上，对注入参数进行调整，明确表面活性剂驱油效率的主控因素。该工作有助于进一步认识表面活性剂在宏观渗流场的运移分布规律，对油田生产具有现实指导意义。

1 储层及流体物性

以四川盆地川中地区上三叠统须家河组致密砂岩油藏为例，该油藏埋深2 500～2 530 m，3个油层在全油藏分布稳定，储层均质性较好，平面连通性好，分布广。储层厚度5 m，孔隙度3%～7%，渗透率(0.05～0.1)×10-3μm2。当前地层压力35 MPa左右，油藏平均温度约96.5 ℃，平均含油饱和度63%，原油体积系数1.787，地层水黏度0.88 mPa·s，地层油黏度10 mPa·s，储层岩石压缩系数2×10-5MPa-1。表1与表2分别列出了油藏基本物性参数和流体物性参数。

表1 油藏基本物性参数Table1 Reservoirbasicdata层号层段/m厚度/m孔隙度/%水平渗透率/10-3μm2含油饱和度/%12500～2505570.16322505～2510550.0756332510～2515530.0563

表2 流体物性参数Table2 Fluidphysicaldata流体临界压力/kPa临界温度/℃孔隙度/%分子量/(kg·mol-1)参考相态表面活性剂10152740.430水水314037430.018水油20043420.209油

2 油藏地质模型

基础地质模型分为3小层，每层有效厚度为5 m，在油藏对角线上分布一注一采2口直井，油藏模型基本网格数目为20×20×3个，平均孔隙度为0.03，平均含油饱和度为0.63，地层水黏度为1 mPa·s，地层油的黏度为9.6 mPa·s。生产井和注入井3个小层均射开。图1为利用数值模拟软件绘制的油藏基础模型。

3 注入参数对表面活性剂驱效果敏感性分析

3.1 表面活性剂浓度的敏感性分析

在注入速率为100 m3/d的情况下，注入段塞大小为0.4 PV的表面活性剂，进行表面活性剂浓度的敏感性分析。注入质量分数分别为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的表面活性剂，研究注入表面活性剂浓度变化对油藏采收率的影响(见图2)。

表3 0.4PV时不同浓度的采收率Table3 Recoveryofdifferentconcentrationwiththe0.4PVslugsize段塞大小/PVw(表面活性剂)/%采收率/%采收率提高幅度/%0.40.1013.220.40.2016.4624.500.40.3018.5512.690.40.4023.9929.320.40.5026.6311.06

从图2及表3可看出,在一定范围内,随着表面活性剂质量分数的增加,采收率逐渐提高。当质量分数超过0.4%时，采收率增加幅度反而下降，这主要是因为地层对表面活性剂吸附的结果。对比上述几种注入浓度方案，表面活性剂质量分数从0.3%提高到0.4%时，提高采收率的幅度大，因而这一区域可以作为浓度和段塞大小优化的参考目标之一，同时也表明表面活性剂存在经济效益最佳浓度，即注入质量分数为0.4%时，采收率的提高幅度最大。继续增加浓度，驱油效果提高不大。

3.2 段塞大小的敏感性分析

在保持注采平衡的条件下，根据不同注入速率和表面活性剂浓度的驱替效果，采用注入速率为100 m3/d和表面活性剂质量分数为0.2%的注入参数，模拟研究不同注入PV数(0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV、0.7 PV)水驱至2037年的驱油效果(见图3)。

由图3可看出，油藏开发末期，不同段塞大小的采收率曲线呈现出一定的差异，为了更直观地研究段塞大小对最终采收率的影响，在时间横轴上细分2033年至2038年(见图4)。

从图3和图4可看出，当注入质量分数为0.2%时，水驱至2037年，段塞大小从0.3 PV到0.7 PV变化的过程中，随着注入PV数的增加，波及范围增加，采收率逐渐提高，前期0.4 PV的采收率明显高于0.3 PV的采收率，0.3 PV到0.4 PV采收率的增加幅度明显大于0.4 PV到0.7 PV的任一阶段，当超过0.5 PV时，增加注入PV数，采收率提高幅度减缓。

3.3 注入速率的敏感性分析

在注采比一定的情况下，油藏注入速率会受到油藏供液能力的影响，反映了表面活性剂驱注入的强度和流体在储层中的流动状况，是影响表面活性剂运移的重要因素。因此，研究不同注入速率下的采收率，对油藏生产开发具有指导意义。

分别注入质量分数为0.2%、0.4%的表面活性剂，段塞大小分别为0.4 PV、0.8 PV。

当注入质量分数为0.2%，段塞大小为0.4 PV时，考察注入速率分别为30 m3/d、60 m3/d、90 m3/d时，其变化对油藏采收率的影响。结果见图5。

当注入质量分数为0.4%，段塞大小为0.8 PV时，考察注入速率分别为30 m3/d、60 m3/d、90 m3/d时，其变化对油藏采收率的影响。结果见图6。

表4 两组不同组合的采收率Table4 Recoveryofthetwodifferentcombination段塞大小/PVw(表面活性剂)/%注入速率/(m3·d-1)采收率/%段塞大小/PVw(表面活性剂)/%注入速率/(m3·d-1)采收率/%0.40.23011.71840.80.43021.07400.40.26012.57150.80.46023.98710.40.29014.04330.80.49024.8085

从图5、图6和表4可看出：当注入段塞大小为0.4 PV，注入表面活性剂质量分数为0.2%，注入速率由30 m3/d增加到90 m3/d时，最终区块的采收率分别增加0.853 1%、1.471 8%；当注入段塞大小为0.8 PV，注入表面活性剂质量分数为0.4%，注入速率由30 m3/d增加到90 m3/d时，最终区块的采收率分别增加2.913 1%、0.821 4%。这说明，注入速率也是该区块提高采收率的主控因素之一。

4 结 论

(1) 利用数值模拟软件，分析了注入速率、注入表面活性剂质量分数、注入PV数对提高致密砂岩油藏采收率的影响：注入速率是提高采收率的主控因素，随着注入速率增加，采收率增大；随着注入表面活性剂质量分数的增加，采收率增加幅度先变大后变小，表面活性剂存在经济效益最佳浓度，超过0.4%时，继续增加浓度，驱油效果增加不大；在注入段塞大小改变的情况下，随着注入段塞大小的增加，采收率增加幅度先变大后变小，PV数超过0.5 PV时，继续增加注入PV数，采收率提高幅度不大。

(2) 表面活性剂驱可以大幅度提高油藏采收率，高浓度小段塞表面活性剂驱油略好于低浓度大段塞表面活性剂。但是，在不清楚储层情况的条件下，应先采用低浓度大段塞的表面活性剂驱油做评估，然后再采用高浓度小段塞的表面活性剂驱油；在清楚储层条件的情况下，可以直接用高浓度小段塞的表面活性剂驱油。

[1] 杨承志. 化学驱提高石油采收率[M]. 北京: 石油工业出版社, 1999.

[2] BURGER J G, SOURIEAU P, COMBARNOUS M. Thermal methods of oil recovery[M]. Mendes J, trans. Houston-Paris: Gulf Publ. and Editions Technip, 1985.

[3] 蒋廷, 杨艳丽. 油藏数值模拟技术发展综述[J]. 河南石油, 2000, 14(5): 19-21.

Numerical simulation on displacement mechanism of tight sandstone reservoir surfactant flooding in central Sichuan Basin

Dai Chenyu1, Wang Chongshan2, Chen Qingsong1， Fu Xiao3
1.ChineseUniversityofPetroleum,Beijing,China; 2.PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan,China; 3.CNPCChuanqingDrillingEngineeringCompanyLimited,Chengdu,Sichuan,China

Taking the tight sandstone reservoir of the upper Triassic, Xu Jiahe group in the Sichuan central region as an example, combing with the reservoir numerical simulation, then analyzing the qualitative and quantitative influences of injection rate, injection concentration of surfactant, injection PV number on the recovery efficiency of tight sandstone reservoir, this paper focuses on the problem of the tight oil reservoir’s low recovery, and also forecasts the effect of the different surfactant flooding scheme, then presents the best plan in this reservoir condition, and acquires the main control factors of the surfactant flooding.

surfactant, numerical simulation, recovery, tight oil reservoir

代宸宇(1993-)，四川绵阳人，中国石油大学(北京)硕士研究生，主要从事油气田开发研究工作。E-mail：dcy931103@163.com

TE32+7

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.017

2016-07-10；编辑：冯学军