姬奧林

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

高溫高鹽油藏低張力氮?dú)馀菽?qū)油方案設(shè)計(jì)

姬奧林

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

針對(duì)高溫高鹽油藏特點(diǎn)，采用分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)等手段，研制了低張力氮?dú)馀菽w系，并評(píng)價(jià)了其性能：該體系在低濃度條件下仍有較低的界面張力，并具有良好的起泡性和穩(wěn)定性。采用油藏?cái)?shù)值模擬、正交設(shè)計(jì)與經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)合的方式對(duì)勝二區(qū)沙二3先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的井網(wǎng)井距及泡沫驅(qū)的注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，結(jié)果表明采用300 m×500 m交錯(cuò)行列井網(wǎng)效果最佳；采用兩段塞式注入方式，第一段塞為0.04 PV濃度為1.0%的泡沫劑，第二段塞為0.4 PV濃度為0.5%的泡沫劑溶液和氮?dú)饣旌献⑷氲姆绞?。預(yù)計(jì)可提高采收率6.1%，增產(chǎn)原油17.9×104t。

高溫高鹽油藏；泡沫驅(qū)；方案優(yōu)化

勝坨油田有III類高溫高鹽油藏2.57億t，占勝利油區(qū)Ⅲ類高溫高鹽油藏的一半以上，目前實(shí)施化學(xué)驅(qū)面臨以下幾個(gè)問題：一是油藏高溫高鹽，常規(guī)驅(qū)油劑不能滿足該類油藏需要，急需開發(fā)一種能夠適應(yīng)高溫高鹽條件的驅(qū)油體系。二是油藏非均質(zhì)嚴(yán)重。統(tǒng)計(jì)勝坨油田主力開發(fā)單元非均質(zhì)狀況，滲透率級(jí)差大于12，滲透率變異系數(shù)在0.75以上，而且各區(qū)塊已進(jìn)入特高含水開發(fā)期，累積注水在2倍孔隙體積以上，注入水水竄嚴(yán)重。因此需要針對(duì)勝坨油田油藏高溫高鹽、非均質(zhì)嚴(yán)重等特點(diǎn)，研制具有強(qiáng)封堵能力和洗油能力的耐溫抗鹽驅(qū)油體系。經(jīng)過長(zhǎng)期攻關(guān)，研制了低張力泡沫驅(qū)體系，該體系耐溫抗鹽抗鈣鎂性能較強(qiáng)，能夠滿足高溫高鹽油藏需要；同時(shí)該體系具有封堵能力強(qiáng)，堵大孔道不堵小，堵水不堵油的特點(diǎn)，可以進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，另一方面本身具有低張力特點(diǎn)可以降低油水界面張力，具有提高洗油效率的作用，在這雙重作用下，有望實(shí)現(xiàn)高溫高鹽油藏的大幅度提高采收率，具有重要意義［1-5］。

1　試驗(yàn)區(qū)概況

低張力氮?dú)馀菽?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于勝坨油田二區(qū)沙二3砂層組構(gòu)造高部位，東北兩面被斷層夾持。區(qū)內(nèi)油層自東北向西南方向傾斜，傾角2°～5°?？v向上發(fā)育有6個(gè)含油小層，其中34、35層為主力層，地質(zhì)儲(chǔ)量293×104t，油砂體全區(qū)大面積分布，個(gè)別部位砂體尖滅，砂體連續(xù)性較好。該層系是一套正韻律沉積，由于處于構(gòu)造的頂部，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度30.1%，空氣滲透率1 780×10-3μm2，原始含油飽和度76%，平均地下原油粘度11 mPa·s，地面平均原油粘度671 mPa·s，地層水礦化度17 435 mg/L，二價(jià)離子475 mg/L，原始地層溫度80℃。

勝坨油田二區(qū)沙二3單元于1966年6月投產(chǎn)，采用行列式井網(wǎng)，1975年8月開始注水開發(fā)。目前已進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，綜合含水高達(dá)97.8%，采出程度45.3%，累積注水倍數(shù)為2.0，采油速度為0.27%，面臨“三高一低”的狀況，水驅(qū)提高采收率難度非常大，迫切需要采用新技術(shù)進(jìn)一步提高原油采收率。

2　低張力氮?dú)馀菽w系設(shè)計(jì)

低張力泡沫體系相對(duì)于常規(guī)的化學(xué)驅(qū)體系，非常復(fù)雜，涉及油氣水三種相態(tài)，氣-水、油-水、油-氣三個(gè)界面。氣液界面要形成穩(wěn)定的泡沫，需要合理表面張力；油水界面要增強(qiáng)洗油能力，需要超低界面張力。因此，這個(gè)體系既要解決氣液界面的問題，又要解決液液界面的問題，來實(shí)現(xiàn)起泡性能和降張力性能的有機(jī)統(tǒng)一。通過分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法對(duì)泡沫劑的構(gòu)效關(guān)系進(jìn)行了研究，對(duì)泡沫劑的疏水基、親水基和連接基進(jìn)行優(yōu)化，在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了低張力泡沫劑的分子結(jié)構(gòu)：陰非兩性聚氧乙烯醚羧酸鹽同系混合物。疏水基是同系物復(fù)配所得，通過調(diào)整疏水基的個(gè)數(shù)和長(zhǎng)度，能實(shí)現(xiàn)良好的泡沫和界面性能；連接基EO可以提高泡沫劑的溶解性和抗鈣鎂能力，親水基離子頭可以實(shí)現(xiàn)耐溫抗鹽與環(huán)境友好。

在勝坨油田二區(qū)沙二3砂層組的油藏條件下，評(píng)價(jià)了低張力泡沫體系的界面性能和起泡性能：質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.02%的泡沫劑體系界面張力可迅速達(dá)到超低（見圖1）；發(fā)泡體積均保持在200 mL，半衰期均大于80 min。具有很好的泡沫性能，并且在低濃度的時(shí)候仍然具有較高的發(fā)泡體積，說明體系泡沫具有很強(qiáng)的再生能力（見圖2）。

圖1　低張力泡沫體系界面張力測(cè)試

圖2　低張力泡沫體系泡沫性能測(cè)試

3　試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬研究

3.1低張力泡沫驅(qū)物化參數(shù)的獲取

低張力泡沫驅(qū)涉及的物化參數(shù)眾多，主要分為三類：（1）實(shí)現(xiàn)降低界面張力的參數(shù)；（2）反應(yīng)泡沫封堵的參數(shù)；（3）吸附損耗參數(shù)。對(duì)于可以通過室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)獲取的參數(shù)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)獲取，對(duì)于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)無法獲取的參數(shù)，通過擬合物模實(shí)驗(yàn)方式獲取。

根據(jù)CMG低張力泡沫驅(qū)數(shù)值模擬的需求，進(jìn)行了如下室內(nèi)實(shí)驗(yàn)：相滲測(cè)定、泡沫劑濃度－界面張力實(shí)驗(yàn)、泡沫劑濃度－粘度實(shí)驗(yàn)、泡沫劑吸附實(shí)驗(yàn)、泡沫劑最大封堵系數(shù)、產(chǎn)生泡沫最大含油飽和度測(cè)定、泡沫劑濃度-封堵能力影響實(shí)驗(yàn)、殘余阻力因子測(cè)定。根據(jù)雙管長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)建立與模型同等尺寸和相同實(shí)驗(yàn)條件的低張力泡沫驅(qū)數(shù)值模擬模型，對(duì)物模實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了擬合（見圖3，圖4），確定了待求的物化參數(shù)。

圖3　低張力泡沫復(fù)合驅(qū)含水?dāng)M合曲線

圖4　低張力泡沫復(fù)合驅(qū)采收率擬合曲線

3.2地質(zhì)模型的建立

采用目前應(yīng)用廣泛的Petrel軟件建立試驗(yàn)區(qū)精細(xì)三維地質(zhì)模型。依據(jù)試驗(yàn)區(qū)沙二3主要滲流方向，設(shè)置網(wǎng)格方向沿主河道方向；根據(jù)各小層儲(chǔ)層厚度、隔夾層發(fā)育、數(shù)值模擬合理運(yùn)算速度及剩余油描述精度等，設(shè)置平面網(wǎng)格步長(zhǎng)30 m×30 m；不同小層模擬層個(gè)數(shù)（即縱向網(wǎng)格厚度）：沙二31模擬層2個(gè)；32模擬層3個(gè)；33模擬層3個(gè)；34模擬層9個(gè)；35模擬層6個(gè)；36模擬層3個(gè)。各小層之間隔夾層均分別作為一個(gè)模擬層，其網(wǎng)格最小厚度與井點(diǎn)隔夾層識(shí)別的最小厚度一致，能夠精確刻畫夾層。試驗(yàn)區(qū)模型網(wǎng)格規(guī)模為24.9萬。

3.3井網(wǎng)井距的優(yōu)化

采用數(shù)值模擬的方法，根據(jù)試驗(yàn)區(qū)的地質(zhì)參數(shù)和流體性質(zhì)，建立了試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)參數(shù)粗化（地層傾角、主河道方向）的概念模型并部署了3套形式不同的井網(wǎng)，各方案水驅(qū)含水至98%后，進(jìn)行低張力氮?dú)馀菽?qū)，對(duì)比優(yōu)化了平行于構(gòu)造線的正對(duì)行列式、垂直于構(gòu)造線的正對(duì)行列式、交錯(cuò)行列式井網(wǎng)的開發(fā)效果，交錯(cuò)行列式井網(wǎng)的開發(fā)效果優(yōu)于垂直于構(gòu)造線的正對(duì)行列式井網(wǎng)和平行于構(gòu)造線的正對(duì)行列式井網(wǎng)。此外，設(shè)計(jì)了不同井網(wǎng)形式、不同井排距組合的開發(fā)方案，通過正交設(shè)計(jì)選出9套方案進(jìn)行對(duì)比［6-7］，設(shè)計(jì)參數(shù)及方案效果（見表1）。

表1　不同井網(wǎng)形式、井排距下的方案設(shè)計(jì)表

通過數(shù)模優(yōu)化，采用交錯(cuò)行列式井網(wǎng)、300 m排距、500 m井距較為合理。部署井網(wǎng)時(shí)根據(jù)低張力氮?dú)馀菽?qū)的要求，在充分保證注入井井況的前提下充分利用老井。最終設(shè)計(jì)了排距270 m，井距500 m的交錯(cuò)行列式井網(wǎng)。井網(wǎng)完善后，注采對(duì)應(yīng)率100%，且均為兩向及兩向以上注采對(duì)應(yīng)。設(shè)計(jì)注入井8口，生產(chǎn)井12口。

3.4泡沫驅(qū)參數(shù)優(yōu)化

在水驅(qū)歷史擬合和井網(wǎng)優(yōu)選的基礎(chǔ)上，進(jìn)行低張力泡沫驅(qū)注采參數(shù)和注入方式的優(yōu)化研究，設(shè)計(jì)了19個(gè)方案，優(yōu)化泡沫劑濃度、氣液比、段塞大小、注入速度、注入方式，在優(yōu)化過程中，主要應(yīng)用技術(shù)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法對(duì)數(shù)模結(jié)果進(jìn)行篩選。

3.4.1注入濃度優(yōu)化固定注入段塞0.4 PV，氣液比1：1，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，計(jì)算了注入濃度為0.3%、0.4%、0.5%、0.6%共4個(gè)方案。從計(jì)算結(jié)果可以看出（見圖5），隨著注入濃度增加，提高采收率值和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值逐漸增加，當(dāng)濃度大于0.5%后，提高采收率值上升速度減緩，此時(shí)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值最大，因此最佳注入濃度為0.5%。

圖5　泡沫劑濃度對(duì)采收率的影響

3.4.2注入段塞優(yōu)化固定注入濃度為0.5%，氣液比1：1，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，分別計(jì)算了注入段塞為0.25 PV、0.30 PV、0.35 PV、0.40 PV、0.45 PV共5個(gè)方案。從計(jì)算結(jié)果可以看出（見圖6），隨著注入段塞的增加，提高采收率值逐漸增加，0.40 PV時(shí)凈現(xiàn)值最大，因此確定最佳注入段塞為0.40 PV。

圖6　段塞尺寸對(duì)采收率的影響

3.4.3氣液比優(yōu)化固定注入濃度為0.5%，注入段塞0.4 PV，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，分別計(jì)算了氣液比為0.5：1、0.75：1、1：1、2：1共4個(gè)方案。從計(jì)算結(jié)果可以看出（見圖7），隨著氣液比的增加，提高采收率值逐漸增加，1：1時(shí)凈現(xiàn)值最大，因此確定最佳氣液比為1：1。

圖7　氣液比對(duì)采收率的影響

3.4.4注入方式優(yōu)化固定注入濃度為0.5%，注入段塞0.4 PV，氣液比為1：1，注入速度0.08 PV/a，分別計(jì)算混合注入和交替注入兩種注入方式，從計(jì)算結(jié)果可以看出（見圖8），氣液混合注入提高采收率大幅度高于氣液交替注入，因此選擇氣液混合注入方式。

圖8　注入方式對(duì)采收率的影響

3.4.5注入速度優(yōu)化固定泡沫劑濃度、段塞大小、氣液比和注入方式，分別對(duì)0.06 PV/a、0.07 PV/a、0.08 PV/a、0.09 PV/a四個(gè)注入速度進(jìn)行優(yōu)選。結(jié)果表明，注入速度對(duì)低張力泡沫驅(qū)提高采收率效果影響不大（見圖9）?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際注入能力并借鑒埕東西區(qū)泡沫復(fù)合驅(qū)的經(jīng)驗(yàn)，推薦注入速度為0.08 PV/a。

圖9　注入速度對(duì)采收率的影響

3.4.6小結(jié)根據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)和數(shù)值模擬研究結(jié)果，確定了試驗(yàn)區(qū)礦場(chǎng)實(shí)施方案：前置段塞：低張力泡沫劑質(zhì)量濃度1%，段塞大小0.04 PV；主段塞：低張力泡沫劑質(zhì)量濃度0.5%，段塞大小0.4 PV，采用氣液混合注入方式，氣液比為1：1。注入速度為0.08 PV/a。

數(shù)模預(yù)測(cè)低張力氮?dú)馀菽?qū)實(shí)施后全區(qū)含水最低可降到87.4%，累積增油17.9×104t，提高采收率6.1%。

4　結(jié)論

針對(duì)高溫高鹽油藏勝坨油田沙二3單元設(shè)計(jì)了低張力氮?dú)馀菽?qū)油體系，具有較強(qiáng)的界面性能、起泡性能、封堵性能及驅(qū)油性能。利用數(shù)值模擬手段，設(shè)計(jì)并優(yōu)化了試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)井距、注入濃度、注入速度、注入段塞、注入方式及氣液比，確定了適宜試驗(yàn)區(qū)的注入方案，數(shù)模預(yù)測(cè)最終可提高采收率6.1%。研究表明，低張力氮?dú)馀菽?qū)在高溫、高鹽、強(qiáng)非均質(zhì)油藏應(yīng)用，能夠取得較好的提高原油采收率效果。

［1］趙瑞東，吳曉東，熊春明，等.泡沫油國內(nèi)外研究進(jìn)展［J］.特種油氣藏，2012，19（1）：17-22.［2］刁素.高溫高鹽泡沫體系及其性能研究［D］.成都：西南石油大學(xué)，2006.

［3］張廣卿，劉偉，李敬，等.泡沫封堵能力影響因素實(shí)驗(yàn)研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（2）：44-46.

［4］康萬利，董喜貴.三次采油化學(xué)原理［M］.北京：化學(xué)工業(yè)出版社，1997：167-168.

［5］元福卿，等.勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（1）：70-73.

［6］《正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法》編寫組.正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法［M］.上海：上?？茖W(xué)技術(shù)出版社，1979.

［7］汪誠義.模糊數(shù)學(xué)引論［M］.北京：北京工業(yè)學(xué)院出版社，1988.

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