姬奥林
(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015)
高温高盐油藏低张力氮气泡沫驱油方案设计
姬奥林
(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015)
针对高温高盐油藏特点,采用分子模拟和室内实验等手段,研制了低张力氮气泡沫体系,并评价了其性能:该体系在低浓度条件下仍有较低的界面张力,并具有良好的起泡性和稳定性。采用油藏数值模拟、正交设计与经济评价结合的方式对胜二区沙二3先导试验区的井网井距及泡沫驱的注采参数进行了优化,结果表明采用300 m×500 m交错行列井网效果最佳;采用两段塞式注入方式,第一段塞为0.04 PV浓度为1.0%的泡沫剂,第二段塞为0.4 PV浓度为0.5%的泡沫剂溶液和氮气混合注入的方式。预计可提高采收率6.1%,增产原油17.9×104t。
高温高盐油藏;泡沫驱;方案优化
胜坨油田有III类高温高盐油藏2.57亿t,占胜利油区Ⅲ类高温高盐油藏的一半以上,目前实施化学驱面临以下几个问题:一是油藏高温高盐,常规驱油剂不能满足该类油藏需要,急需开发一种能够适应高温高盐条件的驱油体系。二是油藏非均质严重。统计胜坨油田主力开发单元非均质状况,渗透率级差大于12,渗透率变异系数在0.75以上,而且各区块已进入特高含水开发期,累积注水在2倍孔隙体积以上,注入水水窜严重。因此需要针对胜坨油田油藏高温高盐、非均质严重等特点,研制具有强封堵能力和洗油能力的耐温抗盐驱油体系。经过长期攻关,研制了低张力泡沫驱体系,该体系耐温抗盐抗钙镁性能较强,能够满足高温高盐油藏需要;同时该体系具有封堵能力强,堵大孔道不堵小,堵水不堵油的特点,可以进一步扩大波及体积,另一方面本身具有低张力特点可以降低油水界面张力,具有提高洗油效率的作用,在这双重作用下,有望实现高温高盐油藏的大幅度提高采收率,具有重要意义[1-5]。
低张力氮气泡沫驱先导试验区位于胜坨油田二区沙二3砂层组构造高部位,东北两面被断层夹持。区内油层自东北向西南方向倾斜,倾角2°~5°。纵向上发育有6个含油小层,其中34、35层为主力层,地质储量293×104t,油砂体全区大面积分布,个别部位砂体尖灭,砂体连续性较好。该层系是一套正韵律沉积,由于处于构造的顶部,储层物性好,平均孔隙度30.1%,空气渗透率1 780×10-3μm2,原始含油饱和度76%,平均地下原油粘度11 mPa·s,地面平均原油粘度671 mPa·s,地层水矿化度17 435 mg/L,二价离子475 mg/L,原始地层温度80℃。
胜坨油田二区沙二3单元于1966年6月投产,采用行列式井网,1975年8月开始注水开发。目前已进入特高含水开发后期,综合含水高达97.8%,采出程度45.3%,累积注水倍数为2.0,采油速度为0.27%,面临“三高一低”的状况,水驱提高采收率难度非常大,迫切需要采用新技术进一步提高原油采收率。
低张力泡沫体系相对于常规的化学驱体系,非常复杂,涉及油气水三种相态,气-水、油-水、油-气三个界面。气液界面要形成稳定的泡沫,需要合理表面张力;油水界面要增强洗油能力,需要超低界面张力。因此,这个体系既要解决气液界面的问题,又要解决液液界面的问题,来实现起泡性能和降张力性能的有机统一。通过分子模拟和室内实验方法对泡沫剂的构效关系进行了研究,对泡沫剂的疏水基、亲水基和连接基进行优化,在此基础上设计了低张力泡沫剂的分子结构:阴非两性聚氧乙烯醚羧酸盐同系混合物。疏水基是同系物复配所得,通过调整疏水基的个数和长度,能实现良好的泡沫和界面性能;连接基EO可以提高泡沫剂的溶解性和抗钙镁能力,亲水基离子头可以实现耐温抗盐与环境友好。
在胜坨油田二区沙二3砂层组的油藏条件下,评价了低张力泡沫体系的界面性能和起泡性能:质量分数为0.02%的泡沫剂体系界面张力可迅速达到超低(见图1);发泡体积均保持在200 mL,半衰期均大于80 min。具有很好的泡沫性能,并且在低浓度的时候仍然具有较高的发泡体积,说明体系泡沫具有很强的再生能力(见图2)。
图1 低张力泡沫体系界面张力测试
图2 低张力泡沫体系泡沫性能测试
3.1低张力泡沫驱物化参数的获取
低张力泡沫驱涉及的物化参数众多,主要分为三类:(1)实现降低界面张力的参数;(2)反应泡沫封堵的参数;(3)吸附损耗参数。对于可以通过室内评价实验获取的参数,通过室内实验获取,对于室内实验无法获取的参数,通过拟合物模实验方式获取。
根据CMG低张力泡沫驱数值模拟的需求,进行了如下室内实验:相渗测定、泡沫剂浓度-界面张力实验、泡沫剂浓度-粘度实验、泡沫剂吸附实验、泡沫剂最大封堵系数、产生泡沫最大含油饱和度测定、泡沫剂浓度-封堵能力影响实验、残余阻力因子测定。根据双管长岩心驱替实验建立与模型同等尺寸和相同实验条件的低张力泡沫驱数值模拟模型,对物模实验进行了拟合(见图3,图4),确定了待求的物化参数。
图3 低张力泡沫复合驱含水拟合曲线
图4 低张力泡沫复合驱采收率拟合曲线
3.2地质模型的建立
采用目前应用广泛的Petrel软件建立试验区精细三维地质模型。依据试验区沙二3主要渗流方向,设置网格方向沿主河道方向;根据各小层储层厚度、隔夹层发育、数值模拟合理运算速度及剩余油描述精度等,设置平面网格步长30 m×30 m;不同小层模拟层个数(即纵向网格厚度):沙二31模拟层2个;32模拟层3个;33模拟层3个;34模拟层9个;35模拟层6个;36模拟层3个。各小层之间隔夹层均分别作为一个模拟层,其网格最小厚度与井点隔夹层识别的最小厚度一致,能够精确刻画夹层。试验区模型网格规模为24.9万。
3.3井网井距的优化
采用数值模拟的方法,根据试验区的地质参数和流体性质,建立了试验区地质参数粗化(地层倾角、主河道方向)的概念模型并部署了3套形式不同的井网,各方案水驱含水至98%后,进行低张力氮气泡沫驱,对比优化了平行于构造线的正对行列式、垂直于构造线的正对行列式、交错行列式井网的开发效果,交错行列式井网的开发效果优于垂直于构造线的正对行列式井网和平行于构造线的正对行列式井网。此外,设计了不同井网形式、不同井排距组合的开发方案,通过正交设计选出9套方案进行对比[6-7],设计参数及方案效果(见表1)。
表1 不同井网形式、井排距下的方案设计表
通过数模优化,采用交错行列式井网、300 m排距、500 m井距较为合理。部署井网时根据低张力氮气泡沫驱的要求,在充分保证注入井井况的前提下充分利用老井。最终设计了排距270 m,井距500 m的交错行列式井网。井网完善后,注采对应率100%,且均为两向及两向以上注采对应。设计注入井8口,生产井12口。
3.4泡沫驱参数优化
在水驱历史拟合和井网优选的基础上,进行低张力泡沫驱注采参数和注入方式的优化研究,设计了19个方案,优化泡沫剂浓度、气液比、段塞大小、注入速度、注入方式,在优化过程中,主要应用技术和经济评价方法对数模结果进行筛选。
3.4.1注入浓度优化固定注入段塞0.4 PV,气液比1:1,采用气液混注方式,注入速度0.08 PV/a,计算了注入浓度为0.3%、0.4%、0.5%、0.6%共4个方案。从计算结果可以看出(见图5),随着注入浓度增加,提高采收率值和财务净现值逐渐增加,当浓度大于0.5%后,提高采收率值上升速度减缓,此时财务净现值最大,因此最佳注入浓度为0.5%。
图5 泡沫剂浓度对采收率的影响
3.4.2注入段塞优化固定注入浓度为0.5%,气液比1:1,采用气液混注方式,注入速度0.08 PV/a,分别计算了注入段塞为0.25 PV、0.30 PV、0.35 PV、0.40 PV、0.45 PV共5个方案。从计算结果可以看出(见图6),随着注入段塞的增加,提高采收率值逐渐增加,0.40 PV时净现值最大,因此确定最佳注入段塞为0.40 PV。
图6 段塞尺寸对采收率的影响
3.4.3气液比优化固定注入浓度为0.5%,注入段塞0.4 PV,采用气液混注方式,注入速度0.08 PV/a,分别计算了气液比为0.5:1、0.75:1、1:1、2:1共4个方案。从计算结果可以看出(见图7),随着气液比的增加,提高采收率值逐渐增加,1:1时净现值最大,因此确定最佳气液比为1:1。
图7 气液比对采收率的影响
3.4.4注入方式优化固定注入浓度为0.5%,注入段塞0.4 PV,气液比为1:1,注入速度0.08 PV/a,分别计算混合注入和交替注入两种注入方式,从计算结果可以看出(见图8),气液混合注入提高采收率大幅度高于气液交替注入,因此选择气液混合注入方式。
图8 注入方式对采收率的影响
3.4.5注入速度优化固定泡沫剂浓度、段塞大小、气液比和注入方式,分别对0.06 PV/a、0.07 PV/a、0.08 PV/a、0.09 PV/a四个注入速度进行优选。结果表明,注入速度对低张力泡沫驱提高采收率效果影响不大(见图9)。考虑到现场的实际注入能力并借鉴埕东西区泡沫复合驱的经验,推荐注入速度为0.08 PV/a。
图9 注入速度对采收率的影响
3.4.6小结根据室内试验和数值模拟研究结果,确定了试验区矿场实施方案:前置段塞:低张力泡沫剂质量浓度1%,段塞大小0.04 PV;主段塞:低张力泡沫剂质量浓度0.5%,段塞大小0.4 PV,采用气液混合注入方式,气液比为1:1。注入速度为0.08 PV/a。
数模预测低张力氮气泡沫驱实施后全区含水最低可降到87.4%,累积增油17.9×104t,提高采收率6.1%。
针对高温高盐油藏胜坨油田沙二3单元设计了低张力氮气泡沫驱油体系,具有较强的界面性能、起泡性能、封堵性能及驱油性能。利用数值模拟手段,设计并优化了试验区井网井距、注入浓度、注入速度、注入段塞、注入方式及气液比,确定了适宜试验区的注入方案,数模预测最终可提高采收率6.1%。研究表明,低张力氮气泡沫驱在高温、高盐、强非均质油藏应用,能够取得较好的提高原油采收率效果。
[1]赵瑞东,吴晓东,熊春明,等.泡沫油国内外研究进展[J].特种油气藏,2012,19(1):17-22.[2]刁素.高温高盐泡沫体系及其性能研究[D].成都:西南石油大学,2006.
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High temperature and high salt reservoir low tension of nitrogen foam flooding
JI Aolin
(Geological Sciences Institute of Sinopec Shengli Oilfield Company,Dongying Shandong 257015,China)
According to the characteristics of high temperature and high salt reservoir using molecular simulation and laboratory experiments,low tension of nitrogen foam system is developed,and its performance evaluation,the system under the condition of low concentration is still low interfacial tension,and have good foamability and stability.Using similar development research,reservoir numerical simulation and orthogonal design with the combination of economic evaluation of two wins and two area sand 3 foam flooding pilot test area of well pattern well spacing and the injection-production parameters are optimized,the mine the staggered pattern,row distance is about 300 m,well spacing is about 500 m.First slug injection foaming agent 0.04 PV concentration was 1.0%,the second slug injection 0.4 PV,take 0.5% of foaming agent solution and mixed nitrogen injection.Forecasts predicting recovery efficiency can be improved by 6.1%,17.9×104t of crude oil to increase production.
high temperature and high salt reservoir;foam flooding;scheme optimization
10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.012
TE357.46
A
1673-5285(2015)03-0047-05
2014-12-08