徐文娟 柴世超 何 濱 李 想 盧軼寬

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452)

海上水平井網(wǎng)弱凝膠整體調(diào)驅(qū)方案設(shè)計及應(yīng)用

徐文娟 柴世超 何 濱 李 想 盧軼寬

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452)

A油田是海上水平井井網(wǎng)整體開發(fā)油田，受平面非均質(zhì)性影響，注水開發(fā)油井單向見水后含水率上升快，波及系數(shù)低。通過室內(nèi)巖心實驗法和數(shù)值模擬法，開展了水平井網(wǎng)弱凝膠整體調(diào)驅(qū)方案研究。研究結(jié)果表明，在含水率40%時進(jìn)行調(diào)驅(qū)，調(diào)剖劑可以較好地發(fā)揮對高滲透層的封堵作用，與水驅(qū)相比采收率有明顯提高。該方案在現(xiàn)場實施后，油田自然遞減率及含水上升率等開發(fā)指標(biāo)得到了有效改善。同時利用霍爾曲線法、含水上升率法、自然遞減率法、數(shù)值模擬法等方法評價其實際應(yīng)用效果，結(jié)果表明弱凝膠整體調(diào)驅(qū)是改善該類油田開發(fā)效果的有效途徑。

海上油田； 水平井網(wǎng)； 弱凝膠； 整體調(diào)驅(qū)； 礦場應(yīng)用

渤海灣南部黃河口洼陷區(qū)發(fā)育了一批復(fù)式淺水三角洲油氣藏。針對砂體規(guī)模小、油層厚度薄、天然能量不足等問題，渤海油田以渤中28-2S、渤中34-1油田等為試點目標(biāo)，在“十二五”期間提出了淺水三角洲油氣藏水平井整體注采開發(fā)模式，建成了渤海地區(qū)另一主力產(chǎn)區(qū)。然而受儲層橫向變化快、井網(wǎng)不規(guī)則等影響，該類油藏逐漸暴露出水平井見水后，含水率上升快(達(dá)到30%以上)，油田產(chǎn)量自然遞減大等問題。受制于平臺工程設(shè)計、安全環(huán)保等因素，僅通過大幅度提液難以滿足油田開發(fā)的需要。如何進(jìn)一步開展水平井網(wǎng)穩(wěn)油控水綜合治理，挖掘油田潛力，已成為該類油田重要的攻關(guān)方向之一。

弱凝膠調(diào)驅(qū)是近年發(fā)展起來的一項提高采收率技術(shù)，其主要機(jī)理是利用弱凝膠改善油水流度比，提高水驅(qū)采收率[1-2]。與定向井調(diào)驅(qū)相比，水平井網(wǎng)注采存在強(qiáng)度大、水平段吸水差異大等問題[3-6]，常規(guī)定向井調(diào)驅(qū)方法難以適應(yīng)水平井開發(fā)的需要[7-11]。本次研究通過室內(nèi)實驗與數(shù)值模擬技術(shù)相結(jié)合的方式，對A油田開展整體水平井弱凝膠調(diào)驅(qū)研究，合理設(shè)計弱凝膠濃度及注入量。該方案在油田實施后，取得了明顯的增油降水效果。

1 油田概況

A油田是海上水平井網(wǎng)整體開發(fā)油田，其油藏類型為縱向上具有多套油水系統(tǒng)的巖性油藏和巖性構(gòu)造復(fù)合油藏。儲層孔隙度主要分布在12.6%～39.7%，平均為31.6%；滲透率分布在(134～6 820)×10-3μm2，平均為1 797×10-3μm2，具有高孔高滲的儲集物性特征。地面原油密度為0.889～0.906 gcm3，地層原油黏度為8.21～11.74 mPa·s。地層水總礦化度為1 484～2 050 mgL，Cl-的質(zhì)量濃度介于496～894 mgL。A油田B砂體共有生產(chǎn)井 4口，注水井2口。2014年12月31日，B砂體日產(chǎn)油390 m3，綜合含水率為50.5%，日注水1 080 m3，累計生產(chǎn)原油47.5×104m3，累計注水52.88×104m3。

注入水單相推進(jìn)和邊底水的快速突破，導(dǎo)致油田水驅(qū)波及系數(shù)低，開發(fā)效果差。為了改善油田開發(fā)效果，提高水驅(qū)波及系數(shù)，開展了A油田B砂體弱凝膠整體調(diào)驅(qū)方案設(shè)計及礦場應(yīng)用。

2 弱凝膠整體調(diào)驅(qū)方案設(shè)計

2.1 室內(nèi)實驗分析

為了優(yōu)化弱凝膠的實施方案，開展了弱凝膠調(diào)驅(qū)的室內(nèi)實驗。根據(jù)A油田地質(zhì)條件設(shè)計了人造物理模型，模型大小為30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm。實驗中所用原油、驅(qū)替水及配制凝膠均來自A油田。

實驗儀器有平流泵、巖心夾持器、中間容器、壓力傳感器和部分收集器等。除壓力傳感器和平流泵之外，其他實驗設(shè)備均置于恒溫箱內(nèi)，保持50 ℃。實驗步驟如下：

(1) 在室溫(20～25 ℃)條件下，將模型抽真空，并飽和地層水；

(2) 在50 ℃恒溫條件下，模型飽和模擬油；

(3) 在50 ℃恒溫條件下，水驅(qū)至方案設(shè)計的含水率；

(4) 在50 ℃恒溫條件下，先注入弱凝膠進(jìn)行調(diào)剖(驅(qū))，再水驅(qū)到極限含水率(fw=98%)。

2.1.1 調(diào)驅(qū)時機(jī)分析

分別設(shè)計了含水率為0、40%、80%和98%的4個方案，研究注入時機(jī)對調(diào)驅(qū)增油效果的影響。實驗結(jié)果見表1。實驗結(jié)果表明：在含水率為40%時進(jìn)行調(diào)驅(qū)，增油效果較好，與水驅(qū)相比采收率由16.0%增加到32.4%；其次調(diào)驅(qū)時機(jī)為含水率為0和80%；在含水率為98%時進(jìn)行調(diào)驅(qū)，效果較差。

早期(在含水率為0時)進(jìn)行調(diào)驅(qū)，高滲透層中的水道還沒有形成，弱凝膠注入壓力較高，易對中低滲透層造成堵塞，從而在后續(xù)水驅(qū)時較難動用中低滲透層。晚期(含水率大于80%時)進(jìn)行調(diào)驅(qū)，高滲透層中的水道已經(jīng)連通，調(diào)剖效果受到影響，最終影響調(diào)驅(qū)的整體增油效果。在含水率為40%時進(jìn)行調(diào)驅(qū)，高滲透層中的水道雖然已經(jīng)形成，但此時含油飽和度較高，水相滲透率還較低，調(diào)剖劑可以較好地對高滲透層進(jìn)行封堵，調(diào)驅(qū)增油效果較好。

表1 弱凝膠注入時機(jī)對調(diào)驅(qū)效果的影響數(shù)據(jù)表

2.1.2 弱凝膠用量分析

設(shè)計了弱凝膠用量分別為0.025、0.050、0.100、0.150 PV等4個方案，研究了弱凝膠用量對調(diào)驅(qū)增油效果的影響。實驗結(jié)果見表2。從表中可看出：弱凝膠用量從0.025 PV增加到0.150 PV，采收率由25.8%提高到34.3%。因此，弱凝膠用量與調(diào)驅(qū)的增油效果成正比關(guān)系。

表2 弱凝膠用量對調(diào)驅(qū)效果的影響數(shù)據(jù)表

2.2 弱凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率數(shù)值模擬研究

2.2.1 弱凝膠數(shù)值模型

考慮油、氣、水、聚合物、弱凝膠體系共5組分。油、氣、水、組分存在于各相中，聚合物、弱凝膠體系組分僅存在水相中。結(jié)合反演資料、測井資料、鉆井資料、相對滲透率曲線、PVT數(shù)據(jù)、動態(tài)數(shù)據(jù)，利用Petrel軟件的隨機(jī)模擬，在SRARS模塊中建立了A油田B砂體弱凝膠調(diào)驅(qū)三維三相5組分?jǐn)?shù)值模擬模型[12]。模型井位圖見圖1。弱凝膠在成膠前黏度隨時間發(fā)生變化，表現(xiàn)出觸變性流體特征；而在成膠后黏度不隨時間發(fā)生變化，表現(xiàn)出與聚合物溶液相同的非牛頓流體特性。弱凝膠體系和聚合物溶液能有效控制水相流度，降低水相滲透率，并在流經(jīng)多孔介質(zhì)過程中，由于孔隙介質(zhì)表面吸附、機(jī)械捕集、流體動力學(xué)捕集和分子間相互作用而產(chǎn)生滯留，且滯留量隨多孔介質(zhì)滲透率的增加而減小。即使?jié)B透率相同，若孔隙結(jié)構(gòu)不同，滯留量也會不相同[13-17]。

2.2.2 弱凝膠方案優(yōu)化研究

A油田B砂體是2注4采水平井井網(wǎng)。采用邊部注水方式，2口注水井均位于過渡帶。通過水驅(qū)歷史擬合，分析認(rèn)為：注水井A2H主要受益井為A4H、A5H、A8H、A1H，注水井A6H受益井為A1H。在歷史擬合的基礎(chǔ)上，設(shè)計了B砂體弱凝膠整體調(diào)驅(qū)實施方案，方案預(yù)測結(jié)果如表3所示。

方案預(yù)測結(jié)果表明：方案3的弱凝膠整體調(diào)驅(qū)效果最優(yōu)。從單位注聚產(chǎn)油指標(biāo)看，由A2H井注入的弱凝膠調(diào)驅(qū)效果優(yōu)于由A6H井注入的。其主要

原因在于，A2H井注入受效井多于A6H井。綜合實驗研究及數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果，推薦B砂體先期實施由A2H井注入弱凝膠，后期跟蹤并適時實施由A6H井注入的調(diào)驅(qū)方案，凝膠用量為0.050 PV，預(yù)測增油量為1.20×104m3。

圖1 A油田B砂體模型井位圖

方案編號方案說明弱凝膠注入量∕PV綜合含水率∕%預(yù)測累計產(chǎn)油量∕(104m3)預(yù)測增油量∕(104m3)方案1A2H、A6H注水開發(fā)064.553.290方案2A2H注弱凝膠,A6H注水開發(fā)0.02560.954.040.75方案3A2H、A6H注弱凝膠開發(fā)0.05060.154.491.20

3 礦場實施效果分析

在方案研究的基礎(chǔ)上，于2013年在A油田B砂體開展現(xiàn)場試驗。截至2016年4月底，已完成2輪次弱凝膠調(diào)驅(qū)，累計注入弱凝膠2.6×104m3，油田綜合遞減率從29.7%降低到20.1%，含水上升率從17.2%降低到11.2%，達(dá)到了增油降水的目的。

A油田B砂體弱凝膠整體調(diào)驅(qū)屬于早期調(diào)驅(qū)。對于早期弱凝膠調(diào)驅(qū)效果評價，國內(nèi)外相關(guān)報道較少，在我國渤海油田也僅處于探索階段。常規(guī)弱凝膠調(diào)驅(qū)后典型井受效特征是出現(xiàn)漏斗型含水，而本油田實施后并未出現(xiàn)以上見效特征，含水率反而繼續(xù)增長。為了客觀準(zhǔn)確地評價本次弱凝膠調(diào)驅(qū)效果，利用霍爾曲線法、含水上升率法、自然遞減率法、數(shù)值模擬法等方法，結(jié)合礦場實施情況開展了水平井網(wǎng)弱凝膠調(diào)驅(qū)效果分析。

3.1 霍爾曲線法

霍爾曲線法的原理是，注入井在注入不同的流體時，會在霍爾曲線圖上出現(xiàn)不同的直線段。用分段回歸求出各直線段的斜率，該斜率體現(xiàn)了各注入時期滲流阻力的變化，其變化幅度反映了注聚合物的有效性[3]。霍爾曲線一般應(yīng)用于聚驅(qū)效果評價，本次研究將其引入到弱凝膠調(diào)驅(qū)效果評價中。以井口注入壓力對時間的積分為縱坐標(biāo)，以累計注入量為橫坐標(biāo)繪制了A油田B砂體霍爾曲線圖(見圖2)。從圖中可看出，該砂體實施弱凝膠調(diào)驅(qū)后霍爾曲線上翹。分析主要原因為弱凝膠注入油層后，優(yōu)先進(jìn)入大孔隙、高滲透層成膠，起到了封堵優(yōu)勢通道的目的，導(dǎo)致油層吸水能力下降，提高了注入水波及系數(shù)。通過對圖2中水驅(qū)階段與弱凝膠調(diào)驅(qū)階段直線段斜率回歸計算，得到B砂體弱凝膠調(diào)驅(qū)視阻力系數(shù)為2.1。

圖2 弱凝膠調(diào)驅(qū)霍爾曲線圖

通過B砂體遞減率分析圖版回歸計算，水驅(qū)階段自然遞減率為29.7%，調(diào)驅(qū)階段為20.1%(見圖3)。該砂體實施弱凝膠調(diào)驅(qū)后，日增油30 m3，累計增油0.35×104m3，預(yù)測累計增油0.70×104m3。由此可以看出，對于早期弱凝膠調(diào)驅(qū)，其增油效果主要表現(xiàn)為減緩了油田自然遞減率。

3.3 含水上升率法

通過對B砂體含水上升率進(jìn)行計算，水驅(qū)階段含水上升率為17.2%，調(diào)驅(qū)階段則降低為11.2%。由此可以看出，對于早期弱凝膠調(diào)驅(qū)，其控水效果主要表現(xiàn)為減緩了油田含水率的上升速度。

3.4 數(shù)值模擬法

在對調(diào)驅(qū)階段歷史擬合的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬法預(yù)測A油田B砂體第1輪弱凝膠整體調(diào)驅(qū)增油0.80×104m3，弱凝膠調(diào)驅(qū)自然遞減率為20.1%，比同階段注水開發(fā)低5.2%。弱凝膠調(diào)驅(qū)優(yōu)于注水開發(fā)(見圖3)。

圖3 弱凝膠調(diào)驅(qū)前后數(shù)值模擬預(yù)測曲線

4 結(jié) 語

(1) 通過室內(nèi)實驗評價及油藏數(shù)值模擬研究，優(yōu)化了A油田B砂體弱凝膠整體調(diào)驅(qū)方案，確定 A油田弱凝膠調(diào)驅(qū)的最佳時機(jī)是在含水率為40%時，凝膠用量為0.025～0.050 PV，預(yù)測累計增油量為 1.20×104m3。

(2) 利用霍爾曲線法、含水上升率法、自然遞減率法、數(shù)值模擬法對弱凝膠整體調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行了評價。結(jié)果表明：利用弱凝膠整體調(diào)驅(qū)，自然遞減率從29.7%降低到20.1%，含水上升率從17.2%降低到11.2%，達(dá)到了增油控水的目的。

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Design and Application of Weak Gel Integral Profile Controlling and Displacement of the Horizontal Well Pattern in Offshore Oil Field

XUWenjuanCHAIShichaoHEBinLIXiangLUYikuan

(Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)

As a horizontal integrated development oilfield, A Oilfield is influenced by the surface heterogeneity. In the process of water injection, we find water on one side, and the water cut rises quickly with low sweep coefficient. In this paper, the overall profile control scheme of weak gel in horizontal well is studied by using the method of core experiment and numerical simulation. The results show that the profile control agent can be used to block the high permeability layer, and the recovery rate is significantly improved compared with the water flooding when the water cut is 40%. After the implementation of the scheme in A oilfield, the development indexes of the natural declining rate and the water cut rising rate of oil field can be improved effectively. At the same time, it is used to evaluate the practical application effect with multiple methods such as the Holzer curve method, water cut rising rate method, the natural decline rate method, numerical simulation method and so on. The results show that the weak gel flooding is an effective way to improve the development effect of this kind oil field.

offshore oil field; horizontal well pattern; weak gel; integral profile controlling and displacement; field application

2016-05-23

國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密油藏工程技術(shù)示范”(2008ZX05057-003)

徐文娟(1982 — )，女，碩士，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)工程。

TE357.4

A

1673-1980(2017)01-0024-04