深层稠油油藏Ι-2型普通稠油水驱油可行性评价

2020-08-25王厉强董明许学健

当代化工 2020年5期

王厉强董明许学健

摘要：泌276断块深层I-2型普通稠油油藏采用天然能量开发效果较差，急需转换开发方式。由于深层稠油采用热采开发工艺技术难度大且经济效益较差，因此可行性不高。一些深层稠油油藏采取常规注水开发方式的效果较好，但原油黏度基本都小于300 mPa·s。原油黏度介于300～500 MPa·s之间的Ⅰ-2类普通稠油的注水开发可供借鉴的经验不多。为论证注水开发可行性，开展了水驱油效率室内评价实验，并通过类比法确定了注水开发的驱油效率下限。结果表明，工区注水开发的驱油效率下限为28%，由于水驱油实验0.5PV之后的驱油效率均大于30%，且储层物性、流体属性等与邻区转水驱效果较好的王9断块类似，因此可以认为，注水开发可取得较好的开发效果，天然能量转注水开发是可行的。

关键词：泌276断块;I-2型普通稠油;深层稠油油藏;注水开发;驱油效率界限

中图分类号：TE345 文獻标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）05-0927-04

Abstract：The natural energy development effect of the deep I-2 normal heavy oil reservoir is poor， and it is urgent to change the development mode. Because the deep heavy oil production is difficult by using thermal recovery technology and the economic benefit is poor， the feasibility is not high. Some deep heavy oil reservoirs have good development effect by using conventional water flooding， but crude oil viscosity is less than 300 mPa·s. Waterflooding for I-2 ordinary heavy oil with the viscosity of 300～500 mPa·s don't have much reference experience. In order to prove the feasibility of water flooding， an evaluation experiment of water drive efficiency was carried out in the laboratory， and the lower limit of oil displacement efficiency was determined by analogy method. The results showed that lower limit of oil displacement efficiency by water flooding was 28%， because the displacement efficiency of experiment were greater than 30% after 0.5 PV， and the reservoir physical properties， fluid properties and so on were similar to the adjacent regions Wang 9 block， water flooding effect of which was good. So the water injection development can achieve better effect， and is feasible.

Key words： Block 276; I-2 normal heavy oil; Deep heavy oil reservoir; Water flooding development; Oil displacement efficiency limit

泌276断块为断层—岩性圈闭油藏。平面上含油面积小，纵向上储层叠合程度高，平均孔隙度20.9%，渗透率0.286～1.534 μm2，属于中孔中高渗性油藏。油藏埋深集中在1 000～1 300 m之间，属深层稠油油藏。油层温度下脱气黏度150～1 704 MPa·s，属于Ⅰ-2类普通稠油。泌276断块天然能量较低，井网不完善，采用天然能量开发，产能持续下降，稳产难度较大，开采效果很差。急需对该断块后续的合理开发方式进行论证。

国内外目前稠油开采仍以热采为主，辅以化学驱[1-8]。通过对国内外900 m以上的稠油油藏开发方式（表1）研究发现，天然气驱、蒸汽驱、火烧油层以及二氧化碳驱等驱替方法投入多，难以实现有效的经济开发[9-11]，显然在低油价环境下，不宜采用。而采取常规注水开发方式的效果较好，但原油黏度大部分都小于300 mPa·s，大于300 mPa·s的Ⅰ-2型普通稠油注水开发可供借鉴的经验不多[12，13]，探索此类稠油油藏合理的低成本开发方式有重要的现实意义。

为准确落实泌276断块稠油注水开发方式的可行性，本次研究首先开展室内稠油水驱油驱油效率实验评价，并进一步结合水驱油效率下限和邻区类比研究，综合论证注水开发的可行性，为深层稠油油藏注水开发提供更多可供借鉴的经验。

1 Ⅰ-2型普通稠油注水实验

1.1 实验目的

根据黏温曲线的测定结果，由于泌276-7原油的黏温反常点在40～50 ℃之间，因此结合油藏地温和现场实施的条件，后续实验温度均设定为50 ℃。本部分的实验目的是，开展低黏度稠油50 ℃时不同驱替倍数（至98%含水率以上）的含水变化规律、驱油效率评价。

1.2 实验方案

实验所用的岩心为人造岩心，其气测渗透率分别为0.475、1.053 ?m2。选取不同的驱替速度：0.3、0.4、0.5、0.75、1.0 mL/min;变速驱替速度：0.3～1.0 mL/min，设计水驱油实验对比方案，研究采出程度和注水压力、驱替倍数等参数的相互关系。采用的行业标准是SY/T 6315-2006（高温条件下，稠油油藏相对渗透率及洗油效率测定方法）[14，15]。

1.3 实验仪器及实验条件

（1）实验所用主要仪器

①压力传感仪器;②平流泵;③真空泵;④标准数字压力仪表;⑤恒温试验箱;⑥电子天平（高精度）;⑦磁力搅拌器;⑧其他组件：中间容器、各类阀门、尼龙管道、死堵、三通、四通等。

（2）岩心样品制备

根据泌276断块储层粒径资料，选取相似粒径制作完成气体渗透率为（475～490）×10-3μm2的人造岩心9块（其中2块备用）;（1 000～1 500）×10-3μm2的人造岩心3块（其中2块备用），见表2，图1。

（3）实验用注入水

现场注入水的矿化度是5 003 mg/L，含有一定的杂质，在经过0.2 ?m的微孔过滤之后作为实验中的驱替水。

（4）实验用原油预处理

根据泌276-7井所取原油室内分析，50 ℃条件下原油黏度为380 MPa·s。实验室对原油进行脱水、除杂质等预处理，用于后期物理模拟评价实验。

（5）准备实验用驱替设备

實验的所需设备是通过物理模拟评价得出的，采用HDQT-2006高温高压多功能岩心驱替系统进行实验，模拟多种驱替方案。

1.4 实验步骤

（1）按照图2所示将所有设备安装在一起，连接岩心并将其出口，入口全部关闭，将泵启动，气体从管道中全部排出，泵关闭。

（2）恒温箱的温度保持在50 ℃左右。

（3）连接真空泵与实验用的人造岩心，在负压作用下抽空4 h左右，然后将此岩心饱和地层水，测定液测渗透率，确定岩心的孔隙体积，计算岩心的孔隙度。

（4）岩心保持恒温12 h以上，确定液测渗透率，液体采用地层水。

（5）按实验过程把气瓶、盛有原油的容器和饱和水的岩心连接起来，将油注入饱和水的岩心中，即用油驱水。同时岩心中流出的液体全部盛入量筒中，当岩心中没有水流出时，关闭气瓶，对量筒中水的量读数，用以计算初始含油饱和度，并测试束缚水下的油相渗透率。

（6）根据方案的要求，岩心进行水驱油实验，排出的液体被收集在试管中，油量、水量、液量和压力差每半小时记录一次，直至达到设计的孔体积倍数。计算采出程度，岩心含水率。

1.5 实验结果及分析

在温度为50℃的条件下，用非稳态恒速驱替法做水驱油实验，所用岩心的气测渗透率分别为0.475、1.053 ?m2。选取不同的驱替速度：0.3、0.4、0.5、0.75、1.0 mL/min;变速驱替速度：0.3～1.0 mL/min，设计水驱油实验对比方案，选取水驱压力、水驱倍数、采油量等进行对比分析，研究含水率、洗油效率及采收率的变化规律。实验参数和结果见表3、图3-5。

从实验数据对比分析可知：

（1）对比不同驱替速度下，水驱油效率随驱替倍数的变化曲线，可以看出当0.2PV驱替倍数时，低恒速驱替（0.3～0.5 mL/min）的驱油效率比高恒速驱替（0.75～1.0 mL/min）的驱油效率高出约5.0%。因此，在恒速驱替条件下，低速驱替更有利于水驱前沿形成活塞式驱替;而高速的驱替则容易造成水驱前沿的指进突进（图3）。

（2）对比变速驱替与恒速驱替水驱油效率变化曲线，可以看出，注水初期由于采用低速开采（0.3 mL/min），有利于形成准活塞驱，对应的驱油效率较高;随着驱替速度的提升，驱替压力随之增加，前期未波及区域中的部分原油被驱替出来，使得驱油效率逐渐提高。从最终驱油效率对比来看，变速驱替的水驱油效率与0.5 mL/min速度下相似（图3）。

（3）中渗、高渗或者低速和高速注入，洗油效率与注水倍数的变化规律类似，在孔隙体积的注水倍数不断加大时，洗油效率相应增大，含水率会迅速增大，之后波动幅度逐渐减小并保持平稳（图4）。

（4）对比相同驱替速度（0.5 mL/min），从水驱油效率随驱替倍数的变化曲线可以看出，当驱替倍数较低（小于0.40 PV）时，低渗透岩心介质（300～400 mD）的驱油效率要高于高渗透岩心介质（1 000～1 500 mD）;但随着水驱的持续进行，高渗透率岩心介质中孔隙结构较好的优势逐渐显现，更多的孔隙通道参与流动，使得高渗透率岩心介质（1 000～1 500 mD）较低渗透岩心介质（300～500 mD）最终水驱油效率要高出2%左右（图5）。

2 水驱稠油开发洗油效率下限

由公式（1）可知[16]，通过类比法确定水驱采收率下限和体积波及系数，可以计算出洗油效率下限[17]，并与实验结果对比，可判断工区是否适合稠油注水开发。

E_R=E_V E_D （1）

式中：ER —水驱采收率;

EV —体积波及系数;

ED —洗油效率。

（1）确定水驱采收率

当泌276断块水驱采收率为10%时，通过经济效果的评估发现，此时区块开始显示相当不错的经济效益，所以此区块的水驱采收率下限设定为10%。

（2）确定体积波及系数

类比邻区王9断块，预测采收率14.5%，试验区的洗油效率是40.5%，区块的体积波及系数可运算得出0.358。

（3）确定洗油效率下限

公式（1）变换为E_D=E_R/E_V，代入已知的相应数据，得ED=0.145/0.358=0.279。