張 雷 劉建國 陳建波 李 根 常 濤 劉 斌

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452)

海上聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

張 雷 劉建國 陳建波 李 根 常 濤 劉 斌

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452)

針對海上高含水油田水驅(qū)不均的問題，開展了聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)提高采收率研究。利用雙管模型，開展了不同介質(zhì)驅(qū)替實驗。結(jié)果表明，聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)采收率最高，為59.4%。以歧口17-2油田為例，建立了聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)數(shù)值模擬模型，優(yōu)化了注入?yún)?shù)。先導(dǎo)試驗實施后，井組日增油32.0 m3，含水率下降了4.8%。

聚合物； 氮氣泡沫； 室內(nèi)實驗； 數(shù)值模擬

為了在海上平臺壽命(20～ 25 a)內(nèi)大幅度提高油田采收率，渤海油田首先在中低含水油田內(nèi)推廣早期注聚[1-2]。與中、低含水油田相比，特高含水油田縱向上剩余油分布差異大、壓力保持水平差異大、油田污水產(chǎn)量大，地質(zhì)油藏條件相對較差等特點，因此需進一步優(yōu)化化學(xué)驅(qū)體系。同時，由于油田經(jīng)過長期水驅(qū)，嚴(yán)重的平面及縱向非均質(zhì)性對化學(xué)驅(qū)的注入方式也提出了新的要求。

在特高含水階段，我國大慶、勝利等油田先后在聚驅(qū)基礎(chǔ)上開展了泡沫驅(qū)[3]、多段塞聚能驅(qū)[4]等化學(xué)驅(qū)研究，充分發(fā)揮了兩種甚至多種物質(zhì)提高采收率的協(xié)同效應(yīng)，提高了剩余油富集區(qū)的驅(qū)替效率、降低了化學(xué)劑用量、減少了污水產(chǎn)出。與多段塞聚能驅(qū)相比，泡沫驅(qū)[5-10]具有工藝設(shè)備體積小、含聚污水產(chǎn)出量低、環(huán)境友好等優(yōu)勢，在海上具有良好應(yīng)用前景。然而受泡沫封堵性影響,其在特高滲油藏的適應(yīng)性較差，對于這種情況應(yīng)先調(diào)堵、再驅(qū)替[11-17]。因此，將聚合物驅(qū)[18-21]和泡沫驅(qū)合理優(yōu)化組合已成為海上特高含水期化學(xué)驅(qū)提高采收率的重要方向之一。

關(guān)于聚合物或泡沫單一化學(xué)驅(qū)注入方式的研究較多，而對兩者組合驅(qū)注入方式的研究較少,尤其對于具有大段合采、大井距等開發(fā)難點的海上油氣田。以歧口17-2油田為例，通過室內(nèi)實驗及油藏數(shù)值模擬開展了海上特高含水期組合驅(qū)注入方式優(yōu)化研究。油田實施后單井增油降水效果明顯。本研究對同類油田的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 室內(nèi)實驗研究

1.1 實驗裝置

聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)實驗，在Hycal長巖心驅(qū)替裝置上完成。長巖心驅(qū)替實驗裝置主要包括驅(qū)替泵、長巖心夾持器(填砂管)、烘箱、觀察窗、回壓閥、中間容器等。能滿足長度為5～100 cm的巖心的常規(guī)驅(qū)替、注氣及聚合物實驗測試。

1.2 實驗設(shè)計

根據(jù)歧口17-2油田儲層滲透率分布規(guī)律，按高滲、低滲分別用石英砂填充。2根并聯(lián)填砂管模擬巖心的滲透率分別為4 440×10-3、467×10-3μm2?；A(chǔ)物性參數(shù)見表1。在地層溫度、壓力條件下利用并聯(lián)雙管，開展水驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)、聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)等4個實驗。

表1 填砂管實驗基礎(chǔ)物性參數(shù)

1.3 實驗結(jié)果

對比分析水驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)、聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)等4種開采方式下的雙管實驗采收率，結(jié)果見表2。從表2可看出，采收率從大到小的驅(qū)替方式依次為：聚合物+氮氣泡沫組合驅(qū)、聚合物驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)、水驅(qū)。與水驅(qū)實驗相比，組合驅(qū)提高采收率19.94%，聚合物驅(qū)提高采收率15.41%，氮氣泡沫驅(qū)提高采收率12.52%。聚合物與氮氣泡沫驅(qū)采收率較高的主要原因是：巖心中殘余聚合物增強了后續(xù)泡沫驅(qū)的穩(wěn)定性，提高了其封堵性；而泡沫的存在，又大幅度降低了油水界面張力，改變了巖石表面潤濕性，有利于降低組合驅(qū)波及范圍內(nèi)巖心殘余油飽和度。

表2 室內(nèi)實驗采收率結(jié)果對比 %

2 注入方式優(yōu)化

2.1 地質(zhì)概況

歧口17-2油田構(gòu)造上位于埕子口凸起北側(cè)向歧口凹陷傾沒的歧南斷階帶，屬于同生斷層下降盤的逆牽引背斜斷塊油藏。本油田主要發(fā)育明下段河流相儲層，屬于巖性構(gòu)造油氣藏，其中主力油組(二油組和八油組)油層分布面積廣，連通性好。油田儲層物性屬高孔高滲油氣田，孔隙度介于33.7%～36.2%，滲透率介于560×10-3～5 850.5×10-3μm2。地面脫氣原油密度為0.850～0.908 gcm3，地層原油黏度為5.8～25.3 mPa·s。

2.2 開發(fā)現(xiàn)狀及剩余油分布特征

歧口17-2油田開發(fā)方案設(shè)計總井?dāng)?shù)34口，井距300 m，采用反九點井網(wǎng)。2000年6月該油田正式投產(chǎn)，高峰時年產(chǎn)油45.0×104m3。至2014年底該油田共經(jīng)歷了3個階段：中低含水階段(2000年 — 2002年)，油田日產(chǎn)油1 700 m3，綜合含水率為30.0%；高含水階段(2002年 — 2006年)，由于注入水突進，日產(chǎn)油已遞減至600.0 m3，綜合含水率上升至78.0%；特高含水階段(2006年 — 2014年)，由于調(diào)整井、油井卡堵水、大泵提液、注水井酸化等措施的實施，在該階段油田產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定。截至2014年12月底,油田累計產(chǎn)油9.4×104m3，采油速度為1.0%，年注水量131.2×104m3，綜合含水率為91.1%。

基于隨機建模理論，建立歧口17-2油田數(shù)值模擬模型，網(wǎng)格規(guī)模為155×35×52,平面網(wǎng)格長度為 20 m，縱向網(wǎng)格為1～2 m。在生產(chǎn)歷史擬合基礎(chǔ)上，對主力油組剩余油分布特征進行分析(見圖1、圖2)。從圖中可看出：二油組剩余油飽和度低，八油組剩余油飽和度高；二油組、八油組剩余儲量差異大。主要原因是二油組物性好，屬于注水優(yōu)勢層位，水驅(qū)孔隙體積倍數(shù)大。同時主力油組剩余油分布還具有如下特點：離邊水較近的地方，含油飽和度較低；構(gòu)造高部位，剩余油飽和度高；在內(nèi)部注水井周圍，含油飽和度較低；注水波及不到或波及效率低的地方，含油飽和度較高。

2.3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

通過長巖心實驗?zāi)M，獲取泡沫、聚合物性質(zhì)等參數(shù)。利用CMG公司的Stars模型開展歧口17-2油田聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)方案研究。

2.3.1 注入方式

合理注入方式對于充分發(fā)揮聚合物與氮氣泡沫協(xié)同效應(yīng)具有重要的作用。設(shè)計了2種注入方式：(1) 2段塞，聚合物驅(qū)后氮氣泡沫驅(qū)；(2) 多段塞，借鑒水氣交替驅(qū)、周期注水等理論，將聚合物和氮氣泡沫細(xì)分成10個段塞交替注入。預(yù)測結(jié)果見表3。數(shù)值模擬結(jié)果表明多段塞交替注入方式優(yōu)于單段塞注入方式，采收率提高幅度增加了1.9%。

2.3.2 注入順序

特高含水階段油層間剩余油飽和度差異大，單一化學(xué)劑注入順序難以滿足開發(fā)需求。設(shè)計了4個注入順序優(yōu)化方案，模擬結(jié)果見表4。從表4可看出：二油組、八油組采用不同注入順序(方案3、4)優(yōu)于相同注入順序(方案1、2)；二油組先注泡沫后注聚合物，八油組先注聚合物后注泡沫方案，預(yù)測指標(biāo)最高。原因分析：二油組剩余油相對分散僅局部存在“閣樓油”，聚合物對儲層頂部剩余油的驅(qū)替效率低，初期利用泡沫優(yōu)先進入儲層頂部，有利于“閣樓油”的挖潛(見圖1)；八油組平面剩余油富集，初期泡沫驅(qū)難以形成有效阻力，需利用聚合物改善流度比、封堵大孔道(見圖2)。

圖1 二油組剩余油飽和度分布圖 圖2 八油組剩余油飽和度分布圖

方案交替周期∕a聚合物累計段塞體積∕PV氮氣泡沫累計段塞體積∕PV累計產(chǎn)油量∕(104m3)采收率∕%水驅(qū)40.934.12段塞先后注入0.150.2047.239.3多段塞交替注入10.150.2049.441.2

2.3.3 交替周期

氮氣泡沫與聚合物交替注入方式下，交替周期對于組合驅(qū)采收率提高幅度及海上平臺工藝設(shè)施優(yōu)化均有影響。固定氮氣泡沫累計段塞體積為0.20 PV，聚合物累計段塞體積為0.15 PV,設(shè)計交替周期分別為0.5、1.0、1.5、2.0 a等4種方案，優(yōu)化氮氣泡沫與聚合物交替周期對采收率的影響。模擬結(jié)果表明，不同交替周期對組合驅(qū)采收率提高幅度影響較小。對比不同交替周期，交替周期為0.5 a的累計產(chǎn)油量為49.5×104m3，交替周期為1.0 a的累計產(chǎn)油量為49.4×104m3，交替周期為的1.5 a的累計產(chǎn)油量為48.2×104m3，交替周期為2.0 a的累計產(chǎn)油量為47.4×104m3?？紤]到海上工藝實施情況，選擇交替周期為1.0 a的方案。

表4 不同注入順序下數(shù)值模擬結(jié)果對比表

2.3.4 聚合物累計段塞體積

固定氮氣泡沫累計段塞體積為0.20 PV，起泡劑濃度為0.3%，設(shè)計聚合物累計段塞體積為0.05、0.10、0.15、0.20 PV，優(yōu)化不同方案下聚合物累計段塞尺寸對采收率的影響(見圖3)。從計算結(jié)果可以看出，隨著聚合物累計段塞體積的增加，采出程度增加，但當(dāng)聚合物累計段塞體積超過0.15 PV后，采出程度增加幅度降低。優(yōu)化的聚合物累計段塞體積為0.15 PV。

圖3 聚合物累計段塞體積與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

2.3.5 氮氣泡沫累計段塞體積

固定聚合物累計段塞體積為0.20 PV，設(shè)計氮氣泡沫累計段塞體積分別為0.10、0.20、0.30、0.40 PV，研究段塞大小對提高采收率的影響(見圖4)。研究結(jié)果表明，隨著氮氣泡沫累計段塞體積的增加，累計產(chǎn)油量增加，采出程度提高，但注入0.20 PV 后，累計產(chǎn)油量增加幅度逐漸減少。優(yōu)化氮氣泡沫累計段塞體積為0.20 PV。

圖4 氮氣泡沫累計段塞體積與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

2.4 試驗井組方案設(shè)計及實施效果分析

根據(jù)以上研究，優(yōu)選注采對應(yīng)率較高的P21井實施聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)先導(dǎo)試驗。注入層位為二油組和八油組。注入方式為：在二油組先注聚合物再注氮氣泡沫，在八油組先注氮氣泡沫再注聚合物；交替周期為1.0 a。注入量設(shè)計：聚合物累計段塞體積為0.15 PV，聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1 600×10-6；氮氣泡沫累計段塞體積為0.20 PV，組成為 N2+1 000×10-6聚合物+0.3%泡沫劑，注入速度為3.6×104m3d。

截至到2013年底，P21井日注聚320～410 m3，累計注入聚合物2.15×104m3，日注氣3.6×104m3，累計注入起泡劑274 m3、氮氣697×104m3。方案實施后，P21井注入受效井的生產(chǎn)曲線見圖5，日產(chǎn)油從22.0 m3增加到54.0 m3，日增油量最高達32.0 m3，含水率從91.0%下降到83.0%，含水率下降了8.0%。

圖5 P21井注入受效井的生產(chǎn)曲線

3 結(jié) 語

(1) 利用雙管模型開展歧口17-2油田聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)提高采收率室內(nèi)實驗。結(jié)果表明：水驅(qū)最低，其次為氮氣泡沫驅(qū)、聚合物驅(qū)、聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)；較單一化學(xué)驅(qū)而言，組合驅(qū)采收率提高幅度增加了4.5%～7.4%。

(2) 通過油藏數(shù)值模擬優(yōu)化，結(jié)合歧口17-2油田剩余油分布特征，確定P21井組聚合物與氮氣泡沫組合驅(qū)的注入?yún)?shù)。現(xiàn)場實施后，P21井組取得了明顯的增油降水效果，日注聚320～410 m3，日注氣3.6×104m3，日增油量最高達32.0 m3，含水率下降了8.0%。

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Investigation and Application of PolymerNitrogen Foam Flooding for Offshore Oil and Gas Field

ZHANGLeiLIUJianguoCHENJianboLIGenCHANGTaoLIUBin

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

As water drive is uneven in offshore high water-cut oil and gas field, a pilot test of polymer itrogen foam flooding has been carried out. With the help of double tube model, different medium displacement experiments are also done. The results shows: the polymer itrogen foam flooding recovery is the highest(59.4%). Taking QK17-2 oilfiled as an example, a numerical simulation has been carried out to optimize the process parameters. After the implement of pilot test well group, well water cut has been declined by 4.8%, and the oil production has been increased by 32.0 m3per day.

polymer flooding; nitrogen foam flooding; laboratory experiment; numerical simulation

2016-04-30

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)

張雷( 1982 — )，男，碩士，工程師，研究方向為海上油氣田開發(fā)工程及數(shù)值模擬技術(shù)。

TE357.4

A

1673-1980(2017)01-0039-04