高溫油藏聚驅方案優(yōu)化設計淺析
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摘要大慶外圍低滲中高溫油藏地質儲量大，但目前水驅開發(fā)效果和效益變差。通過優(yōu)化聚合物類型、分子量、濃度、注入速度和用量等參數，編制了試驗區(qū)聚合物驅方案。試驗區(qū)選用聚合物SNF700濃度為1350mg/L，注入孔隙體積0.6PV，聚合物SNF700用量810mg/L·PV，注入速度為0.08PV/a。數值模擬預測結果與水驅開發(fā)效果相比，聚驅可提高采收率5.03%，目前試驗區(qū)含水下降幅度和采收率均好于預測結果，這為低滲中高溫油田開發(fā)提供了儲備技術。
關鍵詞低滲中高溫油藏；聚合物驅；聚合物用量；注入速度
0引言
大慶外圍空氣滲透率在（50~150）×10-3μm2的低滲油田地質儲量3000×104t以上。目前綜合含水89.7%，水驅可采儲量采出程度90.7%，水驅剩余可采儲量潛力小，產油規(guī)模不斷減小，低產低效井數多，開發(fā)效果和效益變差[1-2]。為此，有必要開展低滲油藏聚驅試驗，為水驅后提高采收率儲備技術。依據低滲油田化學驅優(yōu)選要求，優(yōu)選了儲層物性好、注采井距小、連通性好的龍虎泡油田為化學驅提高采收率試驗區(qū)[3-4]。低滲油藏與中高滲透率油藏相比，其具有地層條件差、滲透率低、注采井距大、油藏溫度高的特點[1-4]。因此應用常規(guī)聚驅方案設計在執(zhí)行過程中，常出現(xiàn)注入壓力達到油藏破裂壓力，無法正常注入，或注入壓力正常，但聚合物用量過大，經濟效益較差等問題[5-8]。應用質量管理方法優(yōu)化聚合物驅方案[9-11]，針對低滲油藏滲透率低且溫度高特征，依次通過優(yōu)化聚合物類型、聚合物相對分子質量、聚合物濃度、聚合物注入速度和聚合物用量參數，得到適用于大慶低滲油藏的聚驅方案，為大慶外圍低滲油田有效開發(fā)提供技術支撐。
1實驗部分
1.1實驗藥品
聚合物P800和P1200由大慶煉化公司生產，其余聚合物由中石油勘探開發(fā)研究院生產，代號分別為LH2500、SNF700、TS400和TS700。實驗用水為現(xiàn)場用清水和污水，清水總礦化度為991mg/L，組成包括：Ca2+（56.1mg/L）、Mg2+（24.3mg/L）、Na+（200mg/L）、Cl-（116mg/L）、SO42-（110mg/L）；污水總礦化度為6070mg/L，組成包括：Ca2+（16mg/L）、Mg2+（9.7mg/L）、Na+（1930mg/L）、Cl-1（1490mg/L）、SO42-（149mg/L）。實驗用油為大慶油田脫水原油與煤油混合而成的實驗用模擬油，模擬油黏度為2.3mPa·s，模擬油密度為0.85g/cm3，巖心為大慶油田天然巖心。
1.2黏度測量
采用DV－Ⅱ型布氏黏度儀測量聚合物溶液黏度，測量轉子為0號，轉速為6r/min，實驗溫度為70℃。聚合物溶液在轉速為1200r/min的剪切裝置內剪切30s后的黏度為剪切后黏度。聚合物剪切黏度保留率為同一聚合物溶液的剪切后黏度與未剪切黏度的比值。聚合物溶液在70℃恒溫箱內放置90d后測量得到的黏度為聚合物老化90d黏度。老化黏度保留率為同一聚合物溶液的老化后黏度與未老化黏度的比值。以上黏度值均在曝氧條件下測量得到。
1.3流動性能測量
聚合物流動性能測量分為以下步驟：①在70℃巖心抽真空至-1.0MPa，通過飽和水測量孔隙體積；②注入實驗用水至注入壓力平穩(wěn)為止，記錄注入壓力和注入量；③注入聚合物溶液至注入壓力平穩(wěn)為止，繼續(xù)注入實驗用水至壓力平穩(wěn)，記錄注入壓力和注入量。注入速度為0.2mL/min，計算聚合物阻力系數和殘余阻力系數。
1.4驅油效果測量
驅油效果測量步驟如下：①在70℃巖心抽真空至-1.0MPa，先飽和水，通過飽和水測量孔隙體積，再飽和模擬油，通過飽和油和飽和水體積確定含油飽和度，老化12h以上；②水驅至含水98%以上；③注入聚合物溶液，再后續(xù)水驅至含水98%以上。注入速度為0.2mL/min，記錄實驗過程的注入壓力、產水和產油量，計算聚合物驅油效率。
1.5壓汞實驗
壓汞實驗采用的是9510Ⅳ型壓汞儀。巖心在70℃恒溫箱中，恒溫干燥12h，然后裝入儀器進行測試。壓汞實驗巖心最大進汞壓力為30MPa。
2聚合物驅方案參數優(yōu)化設計
2.1聚合物類型優(yōu)化
2.1.1聚合物黏度性能。低滲中高溫油藏聚驅需選用耐溫和抗剪切的聚合物，采用與溫度和剪切直接相關的黏度、剪切黏度保留率和老化黏度保留率3個參數評價聚合物黏度性能。現(xiàn)場清水配制濃度為5000mg/L聚合物母液，再用現(xiàn)場污水稀釋至不同濃度1000mg/L的目的液，在溫度70℃下，不同聚合物的黏度性能見表1。由表1可知，聚合物P800、P1200、LH2500。SNF700和TS400剪切黏度保留率較高達到60%以上，其中聚合物LH2500和SNF700黏度保留率超過80%。聚合物P800、P1200、LH2500、SNF700和TS700老化90d黏度保留率較好，可達45%以上，其中聚合物SNF700老化黏度保留率超過76%。因此，聚合物TS400和TS700黏度性能較差，其余聚合物黏度性能較好。其中聚合物SNF700在油層深部可發(fā)揮更好的擴大波及體積作用。2.1.2聚合物流動性能。聚合物流動性能評價參數主要包括注入壓力、阻力系數和殘余阻力系數。低滲油田注采井距大、油藏滲透率低，在聚合物驅時受破裂壓力限制，壓力升幅空間有限僅4~8MPa。因此，直接采用以上參數評價不適用于低滲油藏的聚合物。天然巖心注入能力實驗，在聚合物黏度為10mPa·s，將長短粗細不同的天然巖心壓力歸一化尺寸為5cm2×10cm條件下，實現(xiàn)科學合理評價聚合物的流動性能。不同類型聚合物的流動實驗結果見表2。在等黏條件下，聚合物SNF700、P800和TS700的阻力系數、殘余阻力系數和注入壓力較低，聚合物P1200和LH2500的阻力系數、殘余阻力系數和注入壓力較高。聚合物TS400的阻力系數、殘余阻力系數和注入壓力極高，不適合在低滲油藏應用。相同黏度不同種類聚合物阻力系數、殘余阻力系數和注入壓力差別較大，這主要是由于聚合物的相對分子質量和支鏈結構差異引起的。通過數值模擬，在破裂壓力22MPa，水測滲透率為26.7×10-3μm2，行列井網，注采井距為212m的模型下，計算聚合物黏度為10mPa·s，注入速度為0.2mL/min時，歸一化巖心的注聚壓力界限為0.22MPa。由表2可知，在相同聚合物黏度條件下，聚合物P800和SNF700的注入壓力低于注聚壓力界限，可以在大慶外圍低滲油藏順利注入。其余4種聚合物注入壓力偏高，注入困難。
2.2聚合物相對分子質量優(yōu)化
通過低滲油藏巖心壓汞實驗數據分析，得到油藏孔隙半徑中值與滲透率關系曲線，如圖1所示。根據聚合物分子水動力學半徑與油藏孔隙半徑中值對應關系，結合圖1關系曲線，得到油藏滲透率與聚合物相對分子質量的匹配關系圖版，如圖2所示。大慶低滲油層試驗區(qū)空氣滲透率（50~150）×10-3μm2，由圖2可知，試驗區(qū)適合注入400~600萬相對分子質量的聚合物。聚合物SNF700和聚合物TS400檢測相對分子質量滿足條件，聚合物TS400的注入壓力高、阻力系數及殘余阻力系數高，不適合低滲油田。結合以上實驗結果，試驗區(qū)優(yōu)先考慮流動性能較好的超低相對分子質量聚合物SNF700。
2.3聚合物濃度優(yōu)化
聚合物種類和分子量確定之后，聚合物溶液的濃度是直接影響?zhàn)ざ鹊膮?。為了獲得較好的聚驅效果，對聚合物SNF700的濃度進行優(yōu)化設計。聚合物SNF700天然巖心流動實驗結果見表3。由表3可知，聚合物SNF700體系黏度在15mPa·s時，注聚壓力0.24MPa，阻力系數高，注聚壓力高，試驗區(qū)無法順利注入。當SNF700聚合物體系濃度為1350mg/L時，體系黏度達到10mPa·s，注聚壓力僅為0.15MPa，注入壓力和阻力系數適宜；當SNF700黏度5mPa·s時，注聚壓力進一步降低。因此，試驗區(qū)整體聚合物SNF700注入黏度設計為10mPa·s，濃度為1350mg/L。如果現(xiàn)場注入壓力升幅過快，可下調注入濃度到7.5mPa·s，仍能保持較好的流度控制，為后期跟蹤調整留有調整空間。聚合物SNF700濃度與提高采收率的關系如圖3所示。由圖3可知，隨著聚合物濃度增大，提高采收率值增加，但當濃度大于1350mg/L，曲線上升速度變緩，采收率提高值幅度減小。試驗區(qū)地下原油黏度為2.3mPa·s，當注入濃度為1350mg/L時，溶液黏度10mPa·s左右，聚合物經炮眼剪切、孔喉剪切、熱降解等影響后仍可獲得較為理想的流度控制。因此試驗區(qū)整體注入聚合物濃度為1350mg/L，體系黏度在10mPa·s左右，在保證順利注入的同時獲得較好的驅油效果。
2.4聚合物注入速度優(yōu)化
根據聚合物驅動態(tài)規(guī)律變化，在優(yōu)化注入速度時，應考慮以下3個因素：①注入井的注入壓力不能超過油層的破裂壓力；②適當控制注入速度，可以降低聚合物溶液通過油層時的剪切降解；③區(qū)塊的整體注入速度與各注入井的注入能力兼顧。根據馬斯凱特公式計算聚合物SNF700，濃度為1350mg/L時，注入速度與井口最高注入壓力的關系見表4。參考聚合物驅先導試驗，注聚后最大視吸水指數下降40%～60%時，試驗區(qū)注采井距212m，油層最高允許注入壓力為18.6MPa，計算得出最大注入速度為0.083PV/a。由不同注入速度井口允許的最高注入壓力計算結果得出：在最大視吸水指數下降50%的條件下，當注入速度小于0.08PV/a時，注入壓力都不會超過最高允許注入壓力。最終確定試驗區(qū)在不超過破裂壓力的限制條件下，注入速度為0.08PV/a，在實施過程中要根據單井壓力變化情況適當調整注入速度。
2.5聚合物用量優(yōu)化
聚合物用量是決定聚合物驅提高采收率大小和經濟效益好壞的一個重要參數，合理的聚合物用量直接關系著聚合物驅的技術效果和經濟效益。利用數值模擬計算得到聚合物SNF700在注入速度為0.08PV/a、濃度為1350mg/L條件下，不同用量下聚合物驅油效果如圖4所示。由圖4可知隨著聚合物SNF700用量的增加，采收率始終增加，但當聚合物用量達到800mg/L·PV時，曲線變平緩，增加幅度越來越低。因此，結合實際情況，建議試驗區(qū)聚合物SNF700用量為810mg/L·PV，并可根據現(xiàn)場實施情況進行調整。
3聚合物驅方案設計及應用
3.1聚合物驅方案設計
依據上述實驗結果，同時結合3類油層聚合物驅試驗結果，初步確定試驗區(qū)聚合物驅體系配方、濃度、相對分子質量、注入速度等如下：①試驗區(qū)選用聚合物SNF700作為聚合物驅體系；②聚合物SNF700溶液采用清配污稀方式配制，以滿足實際生產需求，聚合物SNF700濃度為1350mg/L；③注入孔隙體積為0.6PV，SNF700聚合物用量為810mg/L·PV，注入速度為0.08PV/a；④試驗采用單一整體段塞注入方式，井口聚合物SNF700黏度保持在10mPa·s左右。
3.2聚合物驅開發(fā)指標預測
采用數值模擬方法，對聚合物SNF700驅油的效果進行預測結果，如圖5所示。由圖5可知，試驗井組注入前含水為94.83%，當聚合物SNF700注入孔隙體積為0.05PV時，試驗井組綜合含水達到最高值95.02%。當注入孔隙體積0.27PV時，試驗井組綜合含水達到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。與水驅開發(fā)效果相比，聚驅提高采收率5.03%，試驗井組最終累積增油1.07×104t。低滲試驗區(qū)塊聚驅方案已經實施，截至目前注聚井注入壓力均在方案設計范圍內，試驗區(qū)含水下降幅度和采收率均好于數值模擬預測結果。
4結論
1）采用剪切保留率和老化保留率聚合物黏度參數，優(yōu)選出聚合物SNF700黏度性能最優(yōu)。運用巖心歸一化處理方法，優(yōu)選出聚合物P800和SNF700可以在低滲油層順利注入，其余4種聚合物注入壓力偏高，注入困難。2）通過油藏滲透率與聚合物相對分子質量的匹配圖版優(yōu)化出，聚合物SNF700適合大慶低滲油層聚合物驅。聚合物SNF700最佳注入濃度為1350mg/L，可提高采收率5%。3）數值模擬預測試驗井組綜合含水達到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。與水驅開發(fā)效果相比，聚驅提高采收率5.03%，試驗井組最終累積增油1.07×104t。目前注聚井注入壓力均在方案設計范圍內，試驗區(qū)含水下降幅度和采收率均好于數值模擬預測結果。
作者:呂昌森 崔長玉 郭松林 李陽陽 單位:中國石油大慶油田有限責任公司 國家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心 中國石油大慶油田有限責任公司第九采油廠地質研究所