复合驱数模提高稠油油藏采收率研究

刘颜语

摘 要：羊三木油田为稠油油藏，主力区块均处于“双特高”阶段，主要存在问题一是剩余油高度分散，调整挖潜难度大，二是采出程度高，水驱提高采收率幅度有限。为探索新的开发方式、改善开发效果，达到大幅度提高采收率的目的，优选羊三木油田羊三断块东南井区为试验区，建立稠油油藏复合驱模型，运用数值模拟方法评估不同体系化学驱效果，确定天然气+聚/表二元驱复合体系驱油效果最佳。

0  引言

目前羊三木油田处于高含水、高采出阶段，水驱提高采收率幅度有限，需要改变驱替介质；而已实施的三采区块方案执行后提高采收率幅度有限，无法满足大幅提高采收率的需求，需要改善化学驱效果。

因此，本文以数值模拟为手段，开展复合驱协同增效提高采收率研究，为老油田效益开发探索新路径，为“压舱石”工程提供强力支撑。优选羊三木油田羊三断块东南井区为试验区，建立稠油油藏复合驱模型，评估不同复合驱体系效果。

1  研究区介绍

试验区含油面积1km²，地下原油粘度114mPa·s，流度10.5mD/mPa.s。目的层NgⅡ-3.4平面上广泛发育，纵向上厚度较大，有效厚度10.5m。目的层属高孔、高渗层，水平孔隙度与垂直孔隙度相差不大，水平渗透率高于垂直渗透率。渗透率变异系数0.54，级差26.1，突进系数2.8，层内非均质较弱，层间非均质性中等。NgII-3与NgII-4之间隔层较发育，平均厚度4-5m，NgII-3内部隔层不发育。

试验区1972年投入开发，依靠天然能量开采。1974年注水开发，1995年12月达到产量巅峰，1999年西部井区开展碱/聚二元驱试验，是本厂三次采油见效最好的区块。目前，采油井以有杆泵采油方式为主，注水井以分注为主，可采储量采出程度接近90%，综合含水97.1%。本次从注、采两方面开展研究，改善开采方式，提高断块最终采收率。

2  优选复合驱体系及数值模拟软件

根据物模实验及历史化学驱实施经验，本次方案选择聚/表二元驱作为主体段塞，CO2/天然气作为降粘段塞。通过数值模拟，对比不同井网井距、注采比的驱油效率，最终在推荐方案井网基础上，优选复合驱体系及段塞组合，完成参数优化。

本次应用GEM模拟器模拟多介质协同提高采收率的方案，其作为多维状态方程组分模拟器，适用于组分、化学驱和非常规油气藏模拟，是唯一一款能够同时模拟混相注气、泡沫、ASP、水驱的模拟器。在注气或化学驱过程中，能够模拟混相及非混相的重要机理，进行方案参数优化。

3  研究内容

（1）井网井距

研究表明三次采油阶段井网越规则，平面波及效率越高，剩余油滞留区范围越小，提高采收率幅度越高。五点法规则井网相对于不规则井网，化学驱日产油最高值增加30%；试验区应充分考虑老井的合理利用，整体采用五点法井网进行井网部署。

试验区目前平均井距200m。根据水驱开发公式法计算，极限井距101m，合理井距172m；根据化学驱开发井网密度图版计算，40美元条件下，合理井距140m；根据数值模拟预测，实施水驱与化学驱时，150m井距下驱油效率最高。

图1  不同开发方式下、不同井距驱油效率对比图（左：水驱 右：化学驱）

试验区目前为3注18采的不规则井网，井距175-200m。方案均设计为五点法井网，方案一井距175m、以老井利用为主，方案二井距150m、以新钻井为主。由于方案二避开注水流线和采出程度高的井点，对剩余油挖潜力度更大，因此采收率预测结果更高。

图2  不同井网井距下水驱开发累产油对比图

（2）注采比

试验区目前注采比0.3。方案二（设计150m井距、五点法井网），区块日产液700方（平均单井44方），化学驱期间注采比设计依次为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4，总注入0.8PV，转入后续水驱后，注采比降为1.0。

表1  不同注采比方案驱油效率对比表

序号	注采比	注入速度，PV/a	阶段采出程度，%
1	1.0	0.08	17.7
2	1.1	0.09	19.7
3	1.2	0.10	21.0
4	1.3	0.11	19.3

随着注采比增加，驱油效率呈先上升后下降趋势，最佳注采比为1.2。这是由于随着注采比增大，驱替速度增加，采收率提高，当注采比超过一定值后，聚合物因剪切作用粘度降低，驱替效果变差，采收率降低。

（3）二元驱体系参数优化

在注入量与注入速度不变的条件下，模拟不同浓度聚合物及表活剂组合的效果。聚合物浓度越高，驱油效果越好，表活剂浓度的改变对结果影响不大。根据效益化开发原则，结合物模实验和已实施三采区块经验，确定二元体系主段塞浓度为聚合物浓度2300mg/L、表活剂浓度0.2%。

表2  聚/表二元驱参数设计表

序号	聚合物浓度	表活剂浓度	序号	聚合物浓度	表活剂浓度
1	0.15%	0.05%	9	0.15%	0.20%
2	0.20%		10	0.20%
3	0.25%		11	0.25%
4	0.30%		12	0.30%
5	0.15%	0.10%	13	0.15%	0.30%
6	0.20%		14	0.20%
7	0.25%		15	0.25%
8	0.30%		16	0.30%

图3  不同浓度下聚/表二元驱驱油效率对比图

（4）注气速度与注入方式优化

在其他条件相同时，模拟计算不同注气速度和注入方式提高采收率的幅度。结果显示：

①随注气速度增加，提高采收率幅度先升高后不变；

②交替注入好于单独注气。

方案优选注气速度15000m³/d，注入方式选择交替注入，可抑制气油比上升，防止气体过早突破，降低波及系数。

表3 注气参数设计表

序号	气体段塞			二元驱段塞
	气体	单井日 注入量	注入量	聚合物 浓度	表活剂 浓度	注入量
1	天然气	10000m³	0.02PV	0.25%	0.20%	0.18PV
2		15000m³
3		20000m³
4	天然气	15000m³	0.2PV

图4 不同注气参数驱油效率对比图

（5）复合驱体系方案优选

方案设计为两种复合驱驱油体系，考虑不同CO2/天然气的注入速度、降粘剂浓度、段塞比例等因素，注入方式采用二元驱和CO2/天然气交替注入。

数模结果显示：

1）随着天然气（气态）的注入量增加，驱油效率先增加后降低，注气速度过高会造成气体过早突破，降低波及系数。随着CO2（液态）的注入量增加，驱油效率增加。

2）增加段塞交替频次，驱油效率增加。

3）先期注聚合物段塞调整剖面，可大幅提高采收率。

4）开展化学驱后，150米井距内，油井可见到浓度响应。

表4  复合驱参数设计表

序号	前置段塞	主体段塞	后尾段塞	总注入量
1		CO2/天然气0.02PV+二元体系0.7PV	聚合物 0.08PV	0.8PV
2		CO2/天然气0.03PV+二元体系0.7PV	聚合物 0.07PV	0.8PV
3		CO2/天然气0.04PV+二元体系0.7PV	聚合物 0.06PV	0.8PV
4	聚合物 0.1PV	CO2/天然气0.03PV+二元体系0.6PV	聚合物 0.07PV	0.8PV
5	聚合物 0.1PV	CO2/天然气0.03PV+二元体系0.15PV （交替注入4次）	聚合物 0.04PV	0.8PV
6	聚合物 0.1PV	CO2/天然气0.03PV+二元体系0.1PV （交替注入5次）	聚合物 0.06PV	0.8PV

 

图5  复合驱方案驱油效率对比图（左：天然气  右：CO2）

图6  复合驱体系下原油粘度变化图

4  结论

（1）重构井网是高效开发的基础，重建流场是提高驱油效率的前提，井网部署时首要避开历史流线，其次尽量避开累注水和累产油高的井点；

（2）针对试验区稠油油藏，二元驱+天然气体系驱油效果最好，段塞交替注入提高采收率幅度最高。

通过研究可知，不同驱油体系组合应用，可充分发挥两者的协同驱油作用，形成较为稳定连续的驱替界面，提高波及效率，大幅提高稠油油藏最终采收率。

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