代宸宇 王重善 陳青松 付 曉.中國石油大學(xué)(北京) .中國石油西南油氣田公司 .中國石油川慶鉆探工程公司

川中致密砂巖油藏表面活性劑驅(qū)油機(jī)理數(shù)值模擬

代宸宇1王重善2陳青松1付 曉3
1.中國石油大學(xué)(北京) 2.中國石油西南油氣田公司 3.中國石油川慶鉆探工程公司

針對致密砂巖油藏開發(fā)過程中采收率較低的難題，以川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖油藏為例，結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬，分析了注入速率、注入表面活性劑濃度、注入PV數(shù)對致密砂巖油藏采收率的定性和定量的影響，預(yù)測分析不同表面活性劑驅(qū)方案實(shí)施效果，給出在當(dāng)前油藏條件下的最佳方案，得出了影響表面活性劑驅(qū)的主控因素。

表面活性劑 數(shù)值模擬 采收率 致密油藏

隨著中高滲油藏可采儲量的減少，低滲透油藏的開發(fā)越來越引起了人們的重視。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，表面活性劑驅(qū)油能夠降低啟動壓力梯度，提高低滲透油田驅(qū)油效率[1]。目前，對于低滲透油層表面活性劑驅(qū)油理論研究很少[2]，考慮啟動壓力梯度變化的數(shù)值模擬軟件還未見報(bào)道[3]。以川中致密油藏為例，通過數(shù)值模擬軟件，建立了表面活性劑驅(qū)機(jī)理模型，對反應(yīng)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，確保表面活性劑驅(qū)機(jī)理模型的準(zhǔn)確性。在此基礎(chǔ)上，對注入?yún)?shù)進(jìn)行調(diào)整，明確表面活性劑驅(qū)油效率的主控因素。該工作有助于進(jìn)一步認(rèn)識表面活性劑在宏觀滲流場的運(yùn)移分布規(guī)律，對油田生產(chǎn)具有現(xiàn)實(shí)指導(dǎo)意義。

1 儲層及流體物性

以四川盆地川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖油藏為例，該油藏埋深2 500～2 530 m，3個(gè)油層在全油藏分布穩(wěn)定，儲層均質(zhì)性較好，平面連通性好，分布廣。儲層厚度5 m，孔隙度3%～7%，滲透率(0.05～0.1)×10-3μm2。當(dāng)前地層壓力35 MPa左右，油藏平均溫度約96.5 ℃，平均含油飽和度63%，原油體積系數(shù)1.787，地層水黏度0.88 mPa·s，地層油黏度10 mPa·s，儲層巖石壓縮系數(shù)2×10-5MPa-1。表1與表2分別列出了油藏基本物性參數(shù)和流體物性參數(shù)。

表1 油藏基本物性參數(shù)Table1 Reservoirbasicdata層號層段/m厚度/m孔隙度/%水平滲透率/10-3μm2含油飽和度/%12500～2505570.16322505～2510550.0756332510～2515530.0563

表2 流體物性參數(shù)Table2 Fluidphysicaldata流體臨界壓力/kPa臨界溫度/℃孔隙度/%分子量/(kg·mol-1)參考相態(tài)表面活性劑10152740.430水水314037430.018水油20043420.209油

2 油藏地質(zhì)模型

基礎(chǔ)地質(zhì)模型分為3小層，每層有效厚度為5 m，在油藏對角線上分布一注一采2口直井，油藏模型基本網(wǎng)格數(shù)目為20×20×3個(gè)，平均孔隙度為0.03，平均含油飽和度為0.63，地層水黏度為1 mPa·s，地層油的黏度為9.6 mPa·s。生產(chǎn)井和注入井3個(gè)小層均射開。圖1為利用數(shù)值模擬軟件繪制的油藏基礎(chǔ)模型。

3 注入?yún)?shù)對表面活性劑驅(qū)效果敏感性分析

3.1 表面活性劑濃度的敏感性分析

在注入速率為100 m3/d的情況下，注入段塞大小為0.4 PV的表面活性劑，進(jìn)行表面活性劑濃度的敏感性分析。注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的表面活性劑，研究注入表面活性劑濃度變化對油藏采收率的影響(見圖2)。

表3 0.4PV時(shí)不同濃度的采收率Table3 Recoveryofdifferentconcentrationwiththe0.4PVslugsize段塞大小/PVw(表面活性劑)/%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

從圖2及表3可看出,在一定范圍內(nèi),隨著表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加,采收率逐漸提高。當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.4%時(shí)，采收率增加幅度反而下降，這主要是因?yàn)榈貙訉Ρ砻婊钚詣┪降慕Y(jié)果。對比上述幾種注入濃度方案，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)從0.3%提高到0.4%時(shí)，提高采收率的幅度大，因而這一區(qū)域可以作為濃度和段塞大小優(yōu)化的參考目標(biāo)之一，同時(shí)也表明表面活性劑存在經(jīng)濟(jì)效益最佳濃度，即注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%時(shí)，采收率的提高幅度最大。繼續(xù)增加濃度，驅(qū)油效果提高不大。

3.2 段塞大小的敏感性分析

在保持注采平衡的條件下，根據(jù)不同注入速率和表面活性劑濃度的驅(qū)替效果，采用注入速率為100 m3/d和表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的注入?yún)?shù)，模擬研究不同注入PV數(shù)(0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV、0.7 PV)水驅(qū)至2037年的驅(qū)油效果(見圖3)。

由圖3可看出，油藏開發(fā)末期，不同段塞大小的采收率曲線呈現(xiàn)出一定的差異，為了更直觀地研究段塞大小對最終采收率的影響，在時(shí)間橫軸上細(xì)分2033年至2038年(見圖4)。

從圖3和圖4可看出，當(dāng)注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí)，水驅(qū)至2037年，段塞大小從0.3 PV到0.7 PV變化的過程中，隨著注入PV數(shù)的增加，波及范圍增加，采收率逐漸提高，前期0.4 PV的采收率明顯高于0.3 PV的采收率，0.3 PV到0.4 PV采收率的增加幅度明顯大于0.4 PV到0.7 PV的任一階段，當(dāng)超過0.5 PV時(shí)，增加注入PV數(shù)，采收率提高幅度減緩。

3.3 注入速率的敏感性分析

在注采比一定的情況下，油藏注入速率會受到油藏供液能力的影響，反映了表面活性劑驅(qū)注入的強(qiáng)度和流體在儲層中的流動狀況，是影響表面活性劑運(yùn)移的重要因素。因此，研究不同注入速率下的采收率，對油藏生產(chǎn)開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

分別注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%、0.4%的表面活性劑，段塞大小分別為0.4 PV、0.8 PV。

當(dāng)注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%，段塞大小為0.4 PV時(shí)，考察注入速率分別為30 m3/d、60 m3/d、90 m3/d時(shí)，其變化對油藏采收率的影響。結(jié)果見圖5。

當(dāng)注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%，段塞大小為0.8 PV時(shí)，考察注入速率分別為30 m3/d、60 m3/d、90 m3/d時(shí)，其變化對油藏采收率的影響。結(jié)果見圖6。

表4 兩組不同組合的采收率Table4 Recoveryofthetwodifferentcombination段塞大小/PVw(表面活性劑)/%注入速率/(m3·d-1)采收率/%段塞大小/PVw(表面活性劑)/%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

從圖5、圖6和表4可看出：當(dāng)注入段塞大小為0.4 PV，注入表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%，注入速率由30 m3/d增加到90 m3/d時(shí)，最終區(qū)塊的采收率分別增加0.853 1%、1.471 8%；當(dāng)注入段塞大小為0.8 PV，注入表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%，注入速率由30 m3/d增加到90 m3/d時(shí)，最終區(qū)塊的采收率分別增加2.913 1%、0.821 4%。這說明，注入速率也是該區(qū)塊提高采收率的主控因素之一。

4 結(jié) 論

(1) 利用數(shù)值模擬軟件，分析了注入速率、注入表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、注入PV數(shù)對提高致密砂巖油藏采收率的影響：注入速率是提高采收率的主控因素，隨著注入速率增加，采收率增大；隨著注入表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，采收率增加幅度先變大后變小，表面活性劑存在經(jīng)濟(jì)效益最佳濃度，超過0.4%時(shí)，繼續(xù)增加濃度，驅(qū)油效果增加不大；在注入段塞大小改變的情況下，隨著注入段塞大小的增加，采收率增加幅度先變大后變小，PV數(shù)超過0.5 PV時(shí)，繼續(xù)增加注入PV數(shù)，采收率提高幅度不大。

(2) 表面活性劑驅(qū)可以大幅度提高油藏采收率，高濃度小段塞表面活性劑驅(qū)油略好于低濃度大段塞表面活性劑。但是，在不清楚儲層情況的條件下，應(yīng)先采用低濃度大段塞的表面活性劑驅(qū)油做評估，然后再采用高濃度小段塞的表面活性劑驅(qū)油；在清楚儲層條件的情況下，可以直接用高濃度小段塞的表面活性劑驅(qū)油。

[1] 楊承志. 化學(xué)驅(qū)提高石油采收率[M]. 北京: 石油工業(yè)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] 蔣廷, 楊艷麗. 油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)發(fā)展綜述[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-)，四川綿陽人，中國石油大學(xué)(北京)碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)研究工作。E-mail：dcy931103@163.com

TE32+7

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.017

2016-07-10；編輯：馮學(xué)軍