王 龍，陽(yáng)曉燕，溫慧蕓，吳曉慧，劉美佳

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459)

調(diào)驅(qū)是在調(diào)剖的基礎(chǔ)上，通過(guò)注入驅(qū)替劑進(jìn)一步驅(qū)出油層中的原油，以降低油井含水，改善注水開(kāi)發(fā)效果，提高原油采收率[1-5]。調(diào)驅(qū)技術(shù)發(fā)展多年，在陸地油田和海上部分油田已經(jīng)進(jìn)行了一系列礦場(chǎng)應(yīng)用，并取得了一定效果[6-9]。泡沫調(diào)驅(qū)是在水氣交替注入的基礎(chǔ)上加入表面活性劑，生成的泡沫可以有效降低驅(qū)替體系的流度，改善驅(qū)替相與被驅(qū)替相的流度比，泡沫的賈敏效應(yīng)可以封堵大孔道，同時(shí)對(duì)油水具有選擇性封堵作用。體系中的表面活性劑可以減小油水界面張力，提高洗油效率[10-11]。微球調(diào)驅(qū)的作用機(jī)理則是遇水膨脹、逐級(jí)封堵孔喉，最終實(shí)現(xiàn)深度調(diào)剖[12-13]。

此前海上SZ油田及QHD油田進(jìn)行過(guò)礦場(chǎng)調(diào)驅(qū)，但不論是從流體性質(zhì)還是從井網(wǎng)井型方面看，都與BZ29油田存在較大差異[14-16]。BZ29油田以水平井開(kāi)發(fā)為主，目前綜合含水率67%，動(dòng)用探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度14.4%，逐漸進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段。水平井見(jiàn)水后存在優(yōu)勢(shì)滲流通道，油水井治理難度大、治理手段有限。為了封堵高滲通道，擴(kuò)大水平井注水波及體積，改善水平井開(kāi)發(fā)效果，開(kāi)展了中輕質(zhì)油藏氮?dú)馀菽⑶驈?fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究。

1 油田概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

BZ29油田是水平井開(kāi)發(fā)的中高滲、中輕質(zhì)復(fù)雜斷塊油田，位于明下段Ⅲ油組。A砂體是BZ29油田的主力砂體之一，如圖1所示。A砂體平均有效厚度7.2 m，孔隙度32.6%，滲透率1 266×10-3μm2，地下原油粘度16.11 mPa·s。砂體采用2注(C11H、C17H)4采(C12H、C13H、C15H、C16H)水平井進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)，注采井網(wǎng)完善。其中注水井C11H井對(duì)應(yīng)的主要受效油井為C12H和C13H井。

圖1 A砂體含油面積

1.2 目標(biāo)井組分析

2016年3月，A砂體綜合含水率57.2%，采出程度14.4%。其中注水井C11H日注水量805 m3，注水井C17H日注水量404 m3，對(duì)應(yīng)4口采油井日產(chǎn)液1 117m3，日產(chǎn)油482 m3。其中C12H井日產(chǎn)液597 m3，日產(chǎn)油170 m3，含水率71.5%；C13H井日產(chǎn)液135 m3，日產(chǎn)油64 m3，含水率52.2%。分析油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，并結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果及砂體屬性分布規(guī)律，認(rèn)為C11H與C12H井間存在明顯注水優(yōu)勢(shì)通道，如圖2所示。為了改善主力砂體注水開(kāi)發(fā)效果，確定對(duì)該砂體C11H井實(shí)施氮?dú)馀菽⑶驈?fù)合調(diào)驅(qū)。

圖2 A砂體數(shù)值模擬流場(chǎng)分布

2 方案設(shè)計(jì)與研究

2.1 調(diào)驅(qū)整體思路

調(diào)驅(qū)的整體思路是：①注入微球前置段塞封堵高滲通道；②注入多個(gè)泡沫調(diào)驅(qū)主段塞，實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，并根據(jù)實(shí)施過(guò)程中注入情況進(jìn)行調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)調(diào)整；③調(diào)驅(qū)結(jié)束后恢復(fù)注水，擴(kuò)大水驅(qū)平面波及體積。

2.2 微球注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)

為了確保微球能夠有效注入油層、起到良好的封堵效果，根據(jù)微球初始粒徑、遇水完全膨脹粒徑及完全膨脹時(shí)間等確定注入微球體系。一般原則為微球初始粒徑小于1/7油層孔隙直徑，微球膨脹后粒徑大于1/3油層孔隙直徑。A砂體實(shí)際滲透率為1 266×10-3μm2，平均孔隙直徑0.8～10 μm。根據(jù)以上原則確定微球體系為核殼球2100(初始尺寸400～800 μm，膨脹尺寸數(shù)十微米)。考慮阻力因子與注入微球濃度關(guān)系及最大注入壓力限制，確定注入微球濃度為0.2%。

2.3 泡沫體系篩選

前期通過(guò)室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)對(duì)起泡劑進(jìn)行優(yōu)選，見(jiàn)表1和表2。從表中可以看出，起泡劑HX-SD和HX-Foam-I具有良好的穩(wěn)定性，泡沫半衰期相對(duì)較長(zhǎng)，但后者在巖心實(shí)驗(yàn)中沒(méi)有起到有效的封堵作用，故選擇起泡劑為HX-SD。同時(shí)，隨著起泡劑濃度的增加，泡沫體積和半衰期都逐漸增加，但起泡劑濃度增加到0.5%時(shí)，泡沫體積和半衰期趨于穩(wěn)定。因此，優(yōu)化起泡劑濃度為0.5%～0.7%，見(jiàn)表3。

表1 不同起泡劑特征參數(shù)對(duì)比

表2 不同起泡劑阻力因子及殘余阻力因子結(jié)果

表3 起泡劑HX-SD濃度優(yōu)選

2.4 注入?yún)?shù)及方式研究

建立BZ29油田A砂體油藏?cái)?shù)值模擬模型，對(duì)砂體及單井的含水率、產(chǎn)油量、油層壓力等進(jìn)行歷史擬合，使模型能夠較好地符合油層的實(shí)際情況。歷史擬合曲線與實(shí)際生產(chǎn)變化動(dòng)態(tài)非常接近，歷史擬合達(dá)到預(yù)期目的。在歷史擬合的基礎(chǔ)上，使用CMG化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件對(duì)影響泡沫調(diào)驅(qū)效果的氣液比、段塞體積、注入方式等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行研究與優(yōu)選。

2.4.1 氣液比研究

選擇氣液比為0.5、1.0、2.0、3.0和4.0的5個(gè)模型的模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，如圖3所示。研究結(jié)果表明，隨著氣液比的增加，采收率逐漸增加，最大采收率達(dá)到50.3%。氣液比大于3后，采收率開(kāi)始下降。這主要是因?yàn)闅庖罕容^小時(shí)，生成的氣泡量也較少，驅(qū)替劑封堵效果相對(duì)較弱，隨著氣液比的增加，驅(qū)替劑發(fā)泡能力增強(qiáng)，產(chǎn)生的大量泡沫導(dǎo)致泡沫的視粘度增大，降低了驅(qū)替相與被驅(qū)替相的流度比，改善了驅(qū)替效果。當(dāng)氣液比過(guò)大時(shí)，氣體發(fā)生氣竄現(xiàn)象，提高采收率幅度有所下降。因此氣液比在1～3之間時(shí)，可以有效地發(fā)揮泡沫的驅(qū)替作用。同時(shí)，研究表明隨著氣液比的增加，滲流阻力增大，注入壓力會(huì)大幅增加?？紤]到海上平臺(tái)施工空間對(duì)設(shè)備和注氣量的限制以及單井最大注入壓力9.7 MPa限制，推薦氣液比在1以上，結(jié)合實(shí)際情況進(jìn)行優(yōu)化。

圖3 采收率、最大注入壓力與氣液比關(guān)系

2.4.2 段塞體積研究

選擇段塞體積為0.5×104m3、1.0×104m3、1.5×104m3、2.0×104m3的4個(gè)模型的模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，研究結(jié)果表明，注入量較小時(shí)，含水率與采出程度曲線沒(méi)有明顯的變化。主要原因是注入量較小，無(wú)法有效地封堵大孔道。當(dāng)注入量超過(guò)1.0×104m3以后，含水率出現(xiàn)了明顯的下降，如圖4所示。說(shuō)明此時(shí)泡沫體系封堵了大孔道，封堵有效。為保證調(diào)驅(qū)的實(shí)施效果，選擇調(diào)驅(qū)段塞體積為2.0×104m3。

圖4 含水率與采出程度關(guān)系

2.4.3 注入方式研究

選取連續(xù)注入泡沫、注入兩個(gè)段塞泡沫和注入三個(gè)段塞泡沫的3個(gè)模型的模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，研究結(jié)果表明，注入方式對(duì)調(diào)驅(qū)效果也有較大的影響，段塞式注入方式明顯優(yōu)于連續(xù)注入方式，三個(gè)段塞注入方式相比連續(xù)注入方式，采收率增加10%以上，如圖5所示。分析原因主要是交替注入方式可以使驅(qū)替體系更好地發(fā)揮協(xié)同作用，故選擇段塞式注入。

圖5 不同注入方式預(yù)測(cè)效果

2.4.4 方案效果預(yù)測(cè)

綜合以上參數(shù)優(yōu)選結(jié)果，設(shè)計(jì)總調(diào)驅(qū)方案：注入前置段塞體積1.15×104m3，微球濃度0.2%，注氣量86.4×104Nm3，注液量1.35×104m3，注入地下體積2.16×104m3。預(yù)測(cè)結(jié)果表明，與水驅(qū)相比，調(diào)驅(qū)見(jiàn)效后含水率最大下降14.1%，實(shí)現(xiàn)凈增油0.95×104m3，有效期355天，如圖6所示。

圖6 調(diào)驅(qū)方案效果預(yù)測(cè)

3 實(shí)施效果

2016年3月，C11H井實(shí)施了復(fù)合調(diào)驅(qū)作業(yè)，采用微球+泡沫復(fù)合調(diào)驅(qū)工藝，共計(jì)注入微球20.4 t，起泡劑46.6 t，注入氮?dú)?1.6×104Nm3，穩(wěn)定劑6.5 t，累計(jì)注入量4.03×104m3，實(shí)際注入氣液比1.1:1，2016年7月調(diào)驅(qū)作業(yè)結(jié)束。相比設(shè)計(jì)方案，注入泡沫及段塞用量超過(guò)方案設(shè)計(jì)要求，并增補(bǔ)了穩(wěn)定劑2.72×104m3。

調(diào)驅(qū)結(jié)束后，C11H井組9月初含水率由80.5%下降至68.9%，含水率下降明顯，井組日產(chǎn)油量由163 m3增加至273 m3，其中C12H井最大日增油量92 m3，含水率下降12.9%，降水增油效果突出，如圖7所示。調(diào)驅(qū)后砂體遞減率得到有效控制，調(diào)驅(qū)前砂體月自然遞減率為2.9%，調(diào)驅(qū)后實(shí)現(xiàn)“負(fù)遞減”，有效期達(dá)到一年以上，實(shí)現(xiàn)當(dāng)年累增油量3.53×104m3。A砂體含水率與采出程度曲線明顯右偏，水驅(qū)效果得到顯著改善，如圖8所示。

圖7 C11H井組調(diào)驅(qū)后開(kāi)采曲線

圖8 A砂體含水率與采出程度曲線

4 結(jié)論

(1)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明，BZ29油田調(diào)驅(qū)后注水優(yōu)勢(shì)通道得到一定程度的抑制，降水增油效果明顯，在渤海中輕質(zhì)油田水平井中，首次實(shí)施氮?dú)馀菽⑶驈?fù)合調(diào)驅(qū)并獲成功，說(shuō)明該技術(shù)能夠有效擴(kuò)大中輕質(zhì)油藏注水波及體積，改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，成為油田后續(xù)穩(wěn)油控水的重要技術(shù)手段。

(2)利用油藏?cái)?shù)值模擬方法對(duì)調(diào)驅(qū)參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，結(jié)合油田實(shí)際情況對(duì)調(diào)驅(qū)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選。研究結(jié)果表明，微球濃度0.2%，氣液比為1、注入段塞體積為2.0×104m3、采用段塞式注入的方式開(kāi)發(fā)效果較好，方案預(yù)計(jì)含水率最大下降14.1%，實(shí)現(xiàn)凈增油0.95×104m3，有效期355天。

(3)從實(shí)際效果看，調(diào)驅(qū)后砂體自然遞減率得到明顯控制，受效單井最大日增油量92 m3，最大含水率下降12.9%，砂體實(shí)際增油量超過(guò)方案設(shè)計(jì)2.58×104m3。分析原因主要是調(diào)驅(qū)實(shí)施過(guò)程中對(duì)注入?yún)?shù)進(jìn)行及時(shí)調(diào)整，注入泡沫及段塞用量達(dá)到并超過(guò)方案設(shè)計(jì)，同時(shí)增補(bǔ)穩(wěn)定劑確保了整體方案的效果。