基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究
张莉1, 岳湘安2, 王友启1     
1. 中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083;
2. 中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249
摘要: 针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。
关键词: 特高含水期     深部调驱     自聚集微球     物理模拟     提高采收率    
Research on Large Scale Heterogeneous Model Based EOR Methods for Ultra-High Water Cut Reservoirs
ZHANG Li1, YUE Xiang'an2, WANG Youqi1     
1. Sinopec Petroleum Exploration and Development Research Institute, Beijing, 100083, China;
2. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing, 102249, China
Abstract: After water flooding and polymer flooding, problems can arise, such as a rapid increase of water-oil ratio and water consumption, and poor adaptability of current technologies in the development stage of ultra-high water cut fields.To better analyze the problems, a large-scale heterogeneous physical model was used to explore the EOR methods for the high ultra-high water cut reservoirs after water flooding and polymer flooding.The distribution characteristics of oil saturation in different flooding stages, such as polymer flooding-well pattern adjustment and self-aggregating microsphere-surfactant flooding, were studied and the changes of injection pressure and recovery factor during the test were analyzed.Studies suggested that a combination of streamline direction alteration by well pattern adjustment and sweep coefficient expansion with polymer flooding can be used to increase the recovery ratio of ultra-high water cut reservoirs by 26.0% after water flooding.The new modified self-aggregating microspheres can be transported to the deep reservoir to block the dominant seepage channels and to divert the subsequent oil displacing agent into the remaining oil potential area, hence enhancing oil displacement efficiency of ultra-high water cut reservoirs after polymer flooding.The residual drag coefficient of microsphere-surfactant system is 1.5-1.6 times of that of the polymer, and the recovery ratio after polymer flooding can be further increased by 5% or more.The results showed that the method of well pattern adjustment combined with polymer flooding is suitable for ultra-high water cut reservoirs after water flooding, and the combination of microsphere-surfactant and deep adjustment/plugging oil displacement can be used in polymer flooded reservoirs with high sweep coefficient and high recovery degree.
Key words: ultra-high water cut stage     deep profile control and displacement     self-aggregating microsphere     physical simulation     enhanced oil recovery    

随着石油勘探开发的不断深入,我国东部中高渗透油藏已整体进入特高含水开发阶段,平均综合含水率达到90%以上,开发效果呈现整体变差的趋势,而该类油藏平均采收率不到40%,还有60%左右的原油埋存在地下,具有大幅提高采收率的潜力[1-2]。近几年,国内围绕特高含水期油田的开发特征、渗流规律和调整措施等进行了大量研究[3-5],提出了一些技术措施:对过水倍数较低的非主流线区域,主要采取井网调整、层系细分重组、注采结构调整等技术措施,以扩大波及体积、提高储量动用程度和采收率;对过水倍数较高的主流线区域,主要采取转流场、调流线结合化学驱或气驱等技术措施,以进一步提高采收率。但对于驱替程度较高的优势渗流通道,水油比急剧上升,注水量大幅增加,水驱调整难度较大,采用常规化学驱方法采收率提高幅度有限,需要探索新的开发调整技术。为此,笔者设计了三维非均质物理大模型试验,模拟五点井网,研究了水驱后调整井网改变流线方向并结合聚合物驱扩大波及系数及聚合物驱后采用微球-活性剂深部调堵驱油进一步提高采收率的方法。

1 非均质大模型试验设计 1.1 非均质大模型

三维非均质大模型的尺寸(长、宽、高)为30 cm×30 cm×5 cm,模拟五点井网,5口井分别标记为1#井、2#井、3#井、4#井和5#井,其中2#井和3#井主流通道为高渗带,平均渗透率为2 400 mD,其两侧区域为低渗带,平均渗透率为800 mD,模型平均孔隙度为28%,试验温度设定为70 ℃。

基础水驱井网设计为“一注四采”五点井网(中心1口注水井,边角4口油井),如图 1(a)所示。井网调整原则是,在不增加新井的条件下,利用原井网进行注采井调整,将未受效或受效差的1#和4#油井改为注水井,原5#注水井改为油井,流线转变45°,同时增加油井受效方向,如图 1(b)所示。

图 1 非均质物理大模型示意 Fig.1 Diagram of large-scale heterogeneous physical model

试验用油为用航空煤油配制的模拟油,其在50 ℃温度下的黏度为61.4 mPa·s;试验用的地层水为NaHCO3型水,矿化度为5 727 mg/L;试验用聚合物为HPAM,相对分子质量为1 500万,其溶液质量浓度为2 000 mg/L;自聚集微球为自主研发的具有自聚集特性的聚合物微球,其溶液质量分数为0.2%;试验用表面活性剂由阴离子和非离子型活性剂复配而成,其溶液质量分数为0.3%。

试验仪器主要为:Zetasizer Nano ZS激光粒径仪,DV-Ⅱ型旋转黏度计,DWY-1A型多功能原油脱水仪,MCGS压力动态监测系统,2PB00C平流泵(量程为0.01~5.00 mL/min)。

1.2 试验方案

水驱后调整井网改变流线方向并结合聚合物驱扩大波及系数,设计了2个试验方案(方案1和方案2)。

方案1:原井网水驱—聚合物驱—井网调整—水驱。其主要内容为:

1) 采用原“一注四采”井网,水驱至综合含水率为98%;

2) 注入0.3倍孔隙体积质量浓度为2 000 mg/L的聚合物溶液;

3) 后续水驱至综合含水率为98%~100%;

4) 调整井网,继续进行水驱,至综合含水率为100%时结束。

方案2:原井网水驱—井网调整—聚合物驱—后续水驱。其主要内容为:

1) 采用原“一注四采”井网,水驱至综合含水率为98%;

2) 调整井网,然后注入0.3倍孔隙体积质量浓度为2 000 mg/L的聚合物溶液;

3) 后续水驱至综合含水率为100%时结束。

在以上2组试验结束后,针对聚合物驱后采用微球-活性剂深部调堵驱油,设计了试验方案:

1) 高渗带注入0.3倍孔隙体积(为模型总孔隙体积的0.05倍)的0.2%自聚集微球溶液段塞;

2) 高渗带注入0.3倍孔隙体积的0.3%复配表面活性剂溶液段塞;

3) 后续水驱至含水率为100%时结束。

试验过程中测取各驱替阶段的产油量和含油饱和度分布,计算综合含水率、波及系数和采收率的变化。含油饱和度采用实验室常用的电阻率法测定,在模型上设计32对电极测试点,根据电阻率及电位的变化分析测试层含水率和含油率的变化情况,实现含油饱和度的实时监测[6]

2 试验结果与讨论 2.1 水驱后调整井网并进行聚合物驱

水驱后的油藏,由于长期注水冲刷形成了水流通道,要进一步提高采收率需改变液流方向[3, 5]。采用非均质大模型,对比分析了井网调整后进行聚合物驱与聚合物驱后再调整井网2个试验方案。

图 2所示为原井网水驱—聚合物驱—井网调整不同驱替阶段的含油饱和度分布,图 3所示为驱油效果曲线。

图 2 聚合物驱—井网调整含油饱和度分布 Fig.2 Oil saturation distribution of polymer flooding-well pattern adjustment
图 3 水驱—聚合物驱—井网调整—微球活性剂驱油效果曲线 Fig.3 Oil displacement effect curve of water flooding-polymer flooding-well pattern adjustment-microsphere surfactant flooding

水驱时,注入水主要沿模型中间的高渗区域推进,模型左上方和右下方的低渗区域基本未动用(见图 2(a)),计算原井网水驱至综合含水率为98.0%后的波及系数为36.5%,采收率为28.1%。注入0.3倍孔隙体积聚合物溶液,注入压力明显上升,由0.06 MPa升至0.40 MPa(见图 3),使驱替液的波及面由高渗区域向外扩展,左上方和右下方低渗区域的剩余油明显被动用。后续水驱阶段,只有1#井和4#井两侧的区域未被波及(见图 2(b)),但聚合物溶液仍然沿着水驱形成的高渗流通道驱动,注入压力降至0.2 MPa左右。调整井网,将左上角和右下角受效差的1#和4#油井改为注水井,中间的注水井改为油井,流线转变45°,注入水将剩余油向3口油井所在区域驱动,低渗区域的剩余油饱和度明显降低,高渗区域形成了优势渗流通道(见图 2(c)),波及系数最终达到67.8%,最终采收率为49.9%。与水驱结束时相比,波及系数提高了31.3百分点,采收率提高了21.8百分点。

图 4所示为原井网水驱—井网调整—聚合物驱不同驱替阶段的含油饱和度分布,图 5所示为驱油效果曲线。

图 4 井网调整—聚合物驱含油饱和度分布 Fig.4 Oil saturation distribution of well pattern adjustment-polymer flooding
图 5 水驱—井网调整—聚合物驱—微球活性剂驱油效果曲线 Fig.5 Displacement effect curve of water flooding-well pattern adjustment-polymer flooding-microsphere surfactant flooding

原井网水驱至综合含水率为98.0%后,波及系数为36.7%,采收率为28.3%(见图 4(a))。按试验方案2,先调整井网,将左上角和右下角未受效的2口油井(1#井和4#井)改为注水井,中心的注水井改为油井进行生产,然后注入聚合物溶液。1#井和4#井注聚合物溶液过程中,注入压力由0.08 MPa最高升至0.34 MPa,驱动低渗区域的剩余油向高渗区域内的3口油井运移,剩余油饱和度等值线基本上沿着采油井两侧对称分布(见图 4(b)),说明聚合物溶液在油井两侧均匀推进。试验结束后,井网内只有4个很小的高含油饱和度区域,其他区域均被波及,呈现剩余油高度分散的特征(见图 4(c)),波及系数最终达到75.2%,最终采收率为54.3%。与水驱结束时相比,波及系数提高了38.5百分点,采收率提高了26.0百分点。

综合上述分析可知,在水驱后特高含水期采用井网调整结合聚合物驱的方法能大幅度提高原油采收率。其中,先调整井网改变流线方向再叠加聚合物驱扩大波及系数的方案,优于原井网聚合物驱后再进行井网调整的方案。

2.2 聚合物驱后进行自聚集微球-活性剂驱

当采收率接近50%、波及系数达到70%左右的情况下,继续采用聚合物驱方法提高采收率效果有限[7-8]。目前有效的调整措施是采用深部调驱技术,但矿场实施中存在调堵体系注入困难、驱油效果差等问题[9-11]。因此,研制了一种自聚集聚合物微球,该微球的粒径和聚集程度均可调控,可用于油藏深部调整液流方向,叠加表面活性剂的洗油效果,进一步提高聚合物驱后特高含水期油藏的原油采收率。

2.2.1 自聚集微球的性能

自聚集微球的扫描电镜照片(放大5 000倍)见图 6。该微球由外壳和内核组成:外壳为亲水基团,遇水后氢键与水结合发生溶胀;内核为有机物,密度与水接近,在水中具有良好的悬浮性。通过控制制备工艺参数和调整反应组分,可在0.5~30.0 μm范围内改变自聚集微球的粒径,其聚集特性也可在非自聚集至强自聚集间调控。现场应用时,选择粒径远小于水流通道直径的微球,用低钙镁离子水注入,由于微球表面带有阴离子基团,可利用地层水中的Ca2+和Mg2+将其聚集为水动力半径足够大的微球簇,从而封堵大孔喉[12]

图 6 自聚集微球扫描电镜照片(放大5 000倍) Fig.6 Scanning electron micrograph of self-aggregating microsphere(Zoom in 5, 000 times)

1) 自聚集微球的表观黏度。

用DV-Ⅱ型旋转黏度计测试了质量浓度2 000 mg/L自聚集微球溶液在不同温度下的表观黏度,结果见表 1。测试时的剪切速率为7.34 s-1

表 1 不同温度下自聚集微球溶液的表观黏度 Table 1 Apparent viscosity of self-aggregating microsphere solution at different temperatures
温度/℃ 表观黏度/(mPa·s)
新配制 恒温15 d后
30 1.01 2.40
40 0.91 2.18
50 0.89 1.97
60 0.70 1.07
70 0.82 1.09

表 1可看出,在30~70 ℃温度范围内,自聚集微球溶液的表观黏度均较低,最大表观黏度为2.40 mPa·s,说明其具有良好的流动性和可注入性,可缓慢运移至油藏深部。在相同温度下,恒温放置15 d后微球溶液的表观黏度高于新配制时的表观黏度。分析认为,放置一段时间后,微球吸水膨胀,粒径增大,微粒间的范德华力和氢键作用增强,表观黏度升高。随着温度升高,微球溶液的表观黏度降低,恒温放置15 d后微球溶液的表观黏度降幅较大。分析认为,温度越高,微粒的热运动越剧烈,相互引力变小,因而表观黏度降低。

2) 自聚集微球的调驱性能。

室内试验采用双管模型模拟了自聚集微球在不同渗透率级差条件下的调驱效果。模型尺寸为ϕ2.5 cm×100.0 cm,渗透率级差分别为5.46和10.11,试验温度为70 ℃,采用合注分采的方式。水驱至综合含水率为95%后,注入0.4倍孔隙体积质量浓度分别为2 000和3 000 mg/L的自聚集微球溶液,后续水驱至综合含水率为100%时结束,试验结果见表 2

表 2 自聚集微球驱油试验结果 Table 2 Experimental results of self-aggregating microsphere flooding
序号 类别 渗透率/mD 渗透率级差 注入体积/孔隙体积 质量浓度/(mg·L-1) 水驱采收率,% 微球驱采收率提高,%
1 高渗管 2 807 5.46 0.4 2 000 86.26 3.53
低渗管 514 16.77 75.27
2 高渗管 3 963 10.11 0.4 3 000 73.86 13.95
低渗管 392 13.08 76.25

表 2可以看出,水驱时主要是高渗管产液,高渗管水驱采收率达到70%以上,低渗管水驱采收率不到20%。注入自聚集微球后,封堵高渗管的渗流通道,高低渗管发生液流转向,低渗管主要产液,低渗管采收率提高75百分点以上,说明自聚集微球能封堵优势渗流通道,调整产液剖面,大幅度提高原油采收率,尤其是能大幅度提高低渗层的原油采收率。

2.2.2 聚驱后的自聚集微球-活性剂驱

分析图 2(c)中聚合物驱—井网调整后的含油饱和度分布特征,剩余油挖潜区为已波及区域内的剩余油和油水井排间剩余油饱和度相对较高的区域。与具有明显剩余油富集区的油藏相比,该潜力区提高采收率的难度更大:1)要求注入的驱油体系能够进入剩余油潜力区;2)进入剩余油潜力区的驱油体系具有对其中主要类型剩余油的高效驱替能力。

聚合物驱—井网调整后自聚集微球活性剂驱不同驱替阶段的含油饱和度分布如图 7所示,驱油效果曲线见图 3

图 7 聚合物驱—井网调整后微球活性剂驱含油饱和度分布 Fig.7 Oil saturation distribution of microsphere-surfactant flooding after polymer flooding-well pattern adjustment

注入自聚集微球阶段,注入压力直线上升,由0.14 MPa升至0.30 MPa,但是与图 2(c)相比,图 7(a)注自聚集微球结束后含油饱和度分布未发生改变,说明注入的自聚集微球几乎全部进入优势渗流通道,增加了优势渗流通道的阻力。然后注入复配的表面活性剂溶液,注入压力进一步升高至0.38 MPa,与注入聚合物阶段的压力基本相当,综合含水率大幅度下降,由99.5%降至65.6%(见图 3),说明前期注入的自聚集微球段塞封堵了优势渗流通道,后续驱油剂进入剩余油潜力区,驱替了其中的剩余油。注活性剂段塞结束时,低渗区域的含油饱和度明显降低,如图 7(b)所示,统计平均含油饱和度约为36.5%。后续水驱阶段注入压力下降,稳定在0.29 MPa左右,说明自聚集微球-活性剂体系被后续注入水冲散,能够向前运移。后续水驱阶段的注入压力大于聚合物后续水驱的压力(0.2 MPa左右),说明自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数高于聚合物体系,封堵能力强于聚合物。后续水驱结束时,剩余油潜力区的饱和度进一步降低,平均含油饱和度约为31%,如图 7(c)所示。与聚合物驱—井网调整结束时相比采收率提高了8.6百分点,最终采收率达到58.5%。

分析图 4(c)中井网调整—聚合物驱后的含油饱和度分布特征,剩余油挖潜区为4个分散的相对高含油饱和度区及其周围区域。图 8所示为井网调整—聚合物驱后自聚集微球活性剂驱不同驱替阶段的含油饱和度分布,驱油效果曲线见图 5

图 8 井网调整—聚合物驱后微球活性剂驱含油饱和度分布 Fig.8 Oil saturation distribution of microsphere-surfactant flooding after well pattern adjustment-polymer flooding

注入自聚集微球阶段,注入压力由0.22 MPa升至0.34 MPa,与图 4(c)相比,图 8(a)注自聚集微球结束后的含油饱和度分布未发生明显变化,说明注入的自聚集微球进入了已形成的水流通道,增加了水流通道的渗流阻力。注入活性剂溶液后,注入压力进一步升高至0.43 MPa,综合含水率由100%降至56%左右(见图 5),说明后续注入的活性剂溶液流向了剩余油区,有效驱替了分散的剩余油,注活性剂结束时,平均含油饱和度约为34.5%,如图 8(b)所示。后续水驱阶段,注入压力下降,稳定在0.35 MPa左右,残余阻力系数是聚合物的1.6倍,说明自聚集微球-活性剂体系被后续注入水冲散,能够向前运移,其封堵能力强于聚合物体系,封堵作用时间长。后续水驱结束时,4个高含油饱和度区域及其周围的剩余油全部被驱动,平均含油饱和度约为30.5%,如图 8(c)所示。与井网调整—聚合物驱结束时相比,采收率提高了5.5百分点,最终采收率为59.8%。

上述试验结果分析表明,对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后特高含水开发阶段,采用深部调堵-驱油方法仍可进一步提高采收率。自聚集微球和活性剂相结合的深部调驱技术能有效封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,驱替其中的剩余油。自聚集微球和活性剂的注入用量较少,均为0.05倍总孔隙体积,而油田现场目前应用的深部调堵剂,注入量一般约为0.3倍总孔隙体积,在注入相同浓度驱油剂情况下,该技术可节约2/3的驱油剂用量,具有较好的经济效益。

3 结论

1) 水驱后特高含水期采取井网调整结合聚合物驱的方法可大幅度提高采收率,聚合物驱后特高含水期可采用微球与活性剂相结合的深部调堵-驱油方法进一步提高采收率。

2) 非均质大模型试验表明,调整井网改变流线方向与聚合物驱扩大波及系数叠加,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0百分点。

3) 自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部,封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂的流向发生改变,进入剩余油潜力区,驱替其中的剩余油。微球活性剂体系的残余阻力系数是聚合物体系的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后的采收率提高5百分点以上。

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文章信息

张莉, 岳湘安, 王友启
ZHANG Li, YUE Xiang'an, WANG Youqi
基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究
Research on Large Scale Heterogeneous Model Based EOR Methods for Ultra-High Water Cut Reservoirs
石油钻探技术, 2018, 46(5): 83-89.
Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(5): 83-89.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018078

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收稿日期: 2018-01-26
改回日期: 2018-05-19

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