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海相底水稠油油藏提高采收率的方法探讨

时间:2016-11-28来源: 作者: 点击: 69次


王中华,陈秋月,黄国勇,路强,王敉邦,赵刚

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 塘沽,300457)

 要:了探讨南海海相底水稠油油藏提高采收率的方法,以东部P油田底水稠油油藏为研究对象,在地质特征再认识的基础上,结合底水稠油油藏的开发特征,运用物模和数模方法,开展室内驱油试验、氮气泡沫驱物理模拟实验、不同开发方式研究等。结果表明,海相普通底水稠油油藏大幅度提高采收率的开发方式为氮气泡沫驱

关键词:底水稠油;驱油实验;开发方式;氮气泡沫;采收率

中图分类号:TE345                  文献标识码:A

Enhanced Oil Recovery Technology Discussions for the Marine Facie Heavy Oil Reservoir with Bottom Water

WANG Zhonghua, CHEN Qiuyue, HUANG Guoyong, LU Qiang, WANG Mibang, LI Wenjun

(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co. , Tanggu, Tianjin 300457, China)

AbstractThis paper is to seek for the proper enhanced oil recovery technology in the marine facie heavy oil reservoir with bottom water. Take eastern P heavy oil field with bottom water as the research object, on the basis of recognition of the geological feature, combing with the development characteristic of heavy oil reservoir with bottom water, using physical model and mathematical model, to carry out oil displacement test, nitrogen foam flooding physical simulation experiment and different development modes research. The results show that the methods for the nitrogen foam slug flooding can be greatly improve the oil recovery in marine facie heavy oil reservoir with bottom water.

Key words: heavy oil reservoir with bottom water; oil displacement experiment; development mode; nitrogen foam; oil recovery.

 


目前我国南海已开发的普通砂岩稠油油藏主要分布在珠江口盆地东沙隆起,该盆地发育三个较大规模的海相三角洲沉积。已开发的稠油油藏类型主要为构造控制的层状边底水油藏,其中南海东部老油田P油田底水稠油油藏地质储量占南海稠油油藏的80%左右。

底水稠油油藏在开发过程中,底水侵入是影响底水油藏开发效果的重要因素。为了对底水稠油油藏进行合理的开发,降低开采成本和开采风险,解决底水稠油油藏采收率低、底水侵入等开发中存在的主要问题,为此,结合目标油田地质油藏特征,针对目前开发中存在的问题,提出海相强底水普通稠油提高采收率的方法,为此类油藏的开发提供技术支撑。

1 稠油油田概况

南海东部P油田位于珠江口盆地北部坳陷带珠Ⅰ坳陷南部,为一被两条北西—南东断层夹持的小型逆牵引背斜构造。

该油田自上而下包含14个稠油油藏,其中底水稠油油藏10个,地质储量Q ×104m3

1.1 地质概况

稠油储层段为三角洲前缘和前三角洲的交互沉积,储层分布连续,物性好,平均孔隙度26.1%、平均渗透率2342 mD,为高孔高渗储层,但储层内夹层发育,非均质性严重。

油藏埋藏深(-1652m),含油高度低(12.5m),储层厚度较小(14.4m),有效厚度小(4.0m)。稠油油藏各自具有独立的油水系统,主要为构造控制的层状底水油藏。

1.2 原油性质

东部P油田原油地面原油密度0.947g/cm3,地层原油粘度46.8-132 mPa.s,原始气油比0.366m3/m3,为普通Ⅰ类稠油,原油性质随深度的增加而变好。

1.3 开发现状及存在的主要问题

稠油油藏于2003年10月投入开发,采用水平井单层天然水驱开发。截止2013年4月底,开井6口,日产油733m3,日产水8566m3,综合含水92.1%,采油速度0.93%,采出程度5.82%,累积生产原油171.63×104m3

目前开发中存在的主要问题为:稠油油藏储量动用率低(50%层未动用)、采出程度低(5.82%);厚层内夹层发育,非均质性严重;油井生产无水采油期短,初期含水上升快、产量递减大。

2 提高采收率的方法探讨

在地质、油藏特征研究的基础上,开展室内物模实验和数值模拟研究,运用多种方法预测底水稠油油藏的天然水驱采收率,同时开展室内驱油试验、氮气泡沫驱物理模拟实验、不同开发方式研究等,提出底水稠油油藏大幅度提高采收率的开发方式。

2.1 采收率预测

影响采收率的因素很多,其相互关系复杂[1]。须借助多方法从不同角度进行分析,然后综合确定[2]。通过类比法、室内物模实验法、油藏数值模拟法、经验公式法和水驱曲线法等预测,评价预测本油田底水稠油油藏的天然水驱采收率为26.8%,与标定的采收率27.8%接近。

2.2 室内物模实验

2.2.1 驱油效率实验

本次研究采用一维模型,采用真实油层岩心及原油,进行不同温度水驱的驱油效率测定[3],实验结果见表1和图1、图2。根据实验结果可以看出:

1)随温度的升高,其水驱驱油效率得到一定程度的改善。水驱温度从70℃提高至260℃,温度提高了190℃,驱油效率提高了14.99%,岩心残余油饱和度降低了13.60%。

2)该油藏蒸汽驱驱油效率较高。在260℃和320℃时,驱油效率分别达到81.11%和84.29%,且在相同的温度下,蒸汽驱的驱油效率比热水驱的有较大幅度的提高,在260℃时蒸汽驱驱油效率比热水驱提高了13.28%。


1 不同温度下水驱、蒸汽驱驱油效率实验结果表

Table.1 the experimental results of water flooding and steam flooding efficiency at different temperatures

序号

驱替方式

原始含油饱和度(%)

残余油饱和度(%)

驱油效率(%)

最终驱替PV数

1

70℃水驱

74.85

35.3

52.84

28.53

2

150℃水驱

72.7

27.22

62.56

14.36

3

260℃水驱

67.46

21.7

67.83

12.27

4

260℃蒸汽驱

66.39

12.94

81.11

12.2

5

320℃蒸汽驱

61.7

9.69

84.29

10.43


 

1 驱油效率与注入孔隙体积倍数的关系

Fig. 1 Relationship between oil displacement efficiency and injection pore volume ratio

 

2 岩心含油饱和度与注入孔隙体积倍数的关系

Fig. 2 Relationship between oil saturation and volume ratio of injected pore volume

 

2.2.2  氮气泡沫驱物理模拟实验 

1. 单管模型氮气泡沫驱提高驱油效率实验

70℃(油藏温度)和150℃等两个温度条件下,利用单管模型进行氮气泡沫驱提高驱油效率实验[4]。实验结果见表2和图3、图4。根据实验结果可以看出:

1)在油藏温度下(70℃),由于原油黏度较高,油水黏度比高达318,水驱驱油效率仅为52.84%,残余油饱和度高达35.30%;注入泡沫剂,驱油效率比水驱提高了45.95%,残余油饱和度降低了34.38%;

2)在150℃条件下,油水黏度将为47.8,水驱驱油效率达到62.56%,残余油饱和度降为27.22%;氮气泡沫驱驱油效率和水驱相比提高了14.86%,残余油饱和度也降低了10.83%;

3)从70℃(油藏温度)和150℃等两个温度条件下的氮气泡沫驱效果看,70℃(油藏温度)时氮气泡沫驱效果远远好于150℃的,这与实验选用的泡沫剂性能有关。


2  氮气泡沫提高驱油效率实验结果表

(气液比:11.2,泡沫剂浓度:0.5%wt

Table.2 experimental results of nitrogen foam to improve oil displacement efficiency

温度(℃)

驱替方式

Soi(%)

Sor(%)

ED(%)

ED(%)

70

水驱

74.85

35.3

52.84

/

氮气泡沫驱

75.75

0.92

98.79

45.95

150

水驱

72.7

27.22

62.56

/

氮气泡沫驱

72.57

16.39

77.42

14.86


        


3  驱油效率与注入孔隙体积倍数的关系        

Fig. 3 Relationship between oil displacement efficiency and injection pore volume ratio                      4  岩心含油饱和度与注入孔隙体积倍数的关系   

Fig. 4 Relationship between oil saturation and volume ratio of injected pore volume


2. 双管模型氮气泡沫驱提高驱油效率实验

非均质油藏水驱过程中,水沿着高渗透带出现指进和窜流的现象,通过在水中添加氮气泡沫,考察能否使注入的水发生转向,改善水驱波及体积,进一步提高原油采收率。

利用双管模型在70℃条件下开展氮气泡沫驱实验[5],共开展了3次实验,第一次为水驱实验;第二次为原始条件下的氮气泡沫驱实验;第三次为首先进行水驱,当水驱含水率达90%时转氮气泡沫驱实验,实验结果见表3和图5。

根据注氮气泡沫驱实验结果可以看出:

1)水驱时,由于岩心模型的非均质程度比较强(渗透率级差大约4倍),在油藏温度下(70℃)水驱时油水黏度比较高,导致低渗透油层波及效率较差,驱替结束(产液98.0%)时,

 

        5  氮气泡沫驱提高采收率曲线

Fig. 5 EOR curve of nitrogen gas bubble

低渗透层的剩余油饱和度高达54.42%,水驱采收率为48.43%。

2)在原始油藏条件下进行氮气泡沫驱,由于所选择的泡沫剂具有较强的调剖能力(阻力因子达75倍),低渗透层的波及状况得到极大的改善,氮气泡沫驱结束时低渗层的残余油饱和度降至0.7%,采收率和水驱相比也有较大的提高,提高了23.42%。

3)先进行水驱,当水驱产液含水率达90%后转氮气泡沫驱,采收率比水驱提高37.72%,比直接氮气泡沫驱提高14.3%。

4)针对南海东部P油田稠油油藏特点,

建议提高采收率途径为:先水驱至特高含水时,再转氮气泡沫段塞驱。


3  双管岩心提高采收率实验结果(70)

Table.3 The EOR test result in dual core at 70℃

驱替方式

油层

含油饱和度(%)

剩余油饱和度(%)

驱油效率(%)

采收率(%)

采收率提高(%)

水驱

76.25

54.42

28.63

48.43

/

24.59

67.75

N2泡沫驱

74.73

0.7

99.06

71.85

23.42

40.89

45.28

水驱至fw=90%转N2泡沫驱

75.86

1.02

98.66

86.15

37.72

20.77

72.62


 


2.3 数值模拟研究

南海东部P油田稠油油藏地下原油粘度为46.8-132mPa.s,为普通稠油I-1类油藏,适合水驱开采。稠油的开发方式主要分为两种:常规冷采和热采开发。其中,热采开发包括:依靠衰竭能量开发的注热吞吐开发、通过补充能量的注热驱替开发等[6]

在稠油油藏地质、油藏、开发特征及开发效果评价研究的基础上,结合室内物模实验结果,

参考南海东部P油田底水稠油油藏的基本参数,建立底水油藏机理模型,开展天然水驱开发、注水开发、热水驱、蒸汽吞吐、氮气泡沫驱等5种开发方式的数值模拟计算(表4)[7],确定适合南海东部P油田底水稠油油藏大幅度提高采收率的最佳开发方式是氮气泡沫驱。

 


4  底水油藏不同开发方式方案设计表

Table.4 Different ODP of bottom water reservoir

方案

开发方式

井数(口)

注入温度 (℃)

注入干度

 

生产井

注入井

天然水驱

天然能量水驱

3

0

/

/

人工注水

冷水驱

2

1

80

/

热水驱150

热水驱

2

1

150

/

热水驱260

2

1

260

/

蒸汽吞吐260

热采吞吐

3

0

260

0

蒸汽吞吐320

3

0

320

0.4

泡沫驱80

氮气泡沫辅助热水驱

2

1

80

0

泡沫驱150

2

1

150

0

蒸汽驱320

蒸汽驱

2

1

320

0.4


数值模拟计算结果表明,底水稠油油藏天然水驱采收率为27.8%;蒸汽吞吐、蒸汽驱提高采收率幅度不及热水驱、氮气泡沫驱;泡沫驱效果好,可以提高采收率30-40%。

2.4 提高采收率的方法探讨

目前南海东部P油田已动用稠油油藏7个,共有10口生产井天然水驱开发,初期日产油172-412m3,产能较高,平均单井日产油302m3。油田最新标定底水稠油油藏采收率为27.8%,而目前稠油油藏的采出程度低(5.82%),采用天然水驱提高采出程度20个百分点,说明天然水驱开发仍能较大幅度提高采收率。

类比渤海湾CB、SZ36-1、JZ9-3等典型稠油油田的采收率研究成果[8],天然人工注水开发最终采收率为20.0-25.0%,而南海东部P油田稠油油藏虽目前采出程度较低,但在水驱开发方式下也能达到较好的开发效果。建议当含水达90%时选井开展氮气泡沫驱油现场先导试验。

3 结论与认识

通过对南海东部P油田底水稠油油藏的分析、研究,得出以下结论:

1)类比国内稠油油田、参考海上典型注水开发稠油油藏,原油粘度150mPa.s以下的普通稠油油藏目前采用水驱开发方式;

2)综合法预测底水稠油油藏天热水驱采收率为26.8%;

3)驱油效率实验结果表明,在同样的温度条件下,蒸汽驱比水驱驱油效率提高13.28%;氮气泡沫驱提高采收率30%以上;

4)油藏数值模拟研究及室内物模试验结果表明先水驱后(含水大于90.0%)转氮气泡沫段塞驱开发方式效果好。

参考文献

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