海上油田化学驱注入浓度优化调整新技术及矿场实践_张国浩.pdf

ISSN 1008-9446CN13-1265/TE承 德 石 油 高 等 专 科 学 校 学 报Journal of Chengde Petroleum College第 25 卷第 3 期,2023 年 6 月Vol.25,No.3,Jun.2023海上油田化学驱注入浓度优化调整新技术及矿场实践张国浩,邓景夫,张振杰,王欣然,魏舒(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300459)摘要:海上 S 油田化学驱实施时区块内采用均一注入参数。随着化学驱实施中后期,油田也步入高含水期,不同井组间见效效果差异大,均一注入参数制约了化学驱后期开发效果。考虑单井见效差异,精细划分不同见效类型。针对不同见效类型的井,通过数值模拟法、注入压力优化法及化学驱流度控制法对注入浓度开展逐级优化,形成了一套化学驱后期注入浓度优化调整的新技术。该技术已应用于渤海 S 油田,其中,提高注入浓度,井组典型受效单井含水率下降 6%,实现日增油 20 m3;降低注入浓度后,注入井注入能力提升 20%,受效井组液量及流压逐步回升,含水平稳;截止目前,试验区累增油达 2.4 104m3,节约干粉用量 111 t,实现了降本增效。对海上同类油田开展三次采油有极大的借鉴意义。关键词:海上油田;化学驱;降本增效;注入浓度优化中图分类号:TE535文献标志码:B文章编号:1008-9446(2023)03-0010-05基金项目:国家科技重大专项课题(渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范):2016ZX05058001收稿日期:2022-01-05第一作者简介:张国浩(1987-),男,山东潍坊人,高级工程师,硕士,主要从事油气田开发油藏方面的研究工作,E-mail:zhanggh21 。New Technology and Field Practice of Injection ConcentrationOptimization and Adjustment of Chemical Flooding in Offshore OilfieldZHANG Guo-hao,DENG Jing-fu,ZHANG Zhen-jie,WANG Xin-ran,WEI Shu(CNOOC Tianjin Branch,Tianjin 300459,China)Abstract:The same injection parameters are used in the chemical flooding block of offshore S Oil-field,but with the implementation of chemical flooding in the middle and late stage,the oilfield en-ters the high water cut stage.The effective effects vary greatly among different well groups,this uni-form injection parameters restrict the development effect in the later stage of chemical flooding.Con-sidering the difference in the effectiveness of a single well,different types of effectiveness are finelydivided.For different effective types of wells,the injection concentration is optimized step by stepthrough numerical simulation method,injection pressure optimization method and chemical floodingmobility control method,a set of new technology is formed for optimization and adjustment of injec-tion concentration in the later stage of chemical flooding.The technology has been applied in BohaiS Oilfield,the water cut of typical affected single wells in the well group with increased injectionconcentration has reduced by 6%,and the daily oil production has increased by 20 m3;after reduc-ing the injection concentration,the injection capacity of the injection well is increased by 20%,theliquid volume and flow pressure of the affected well group gradually rise,and the water content isstable.Up to now,the test area has accumulated 2.4 104m3oil,and saved 111 tons of dry pow-der,which has realized cost reduction and efficiency increase.This field practice can be used forreference in carrying out tertiary oil recovery in similar offshore oilfields.DOI:10.13377/ki.jcpc.2023.03.002张国浩,等:海上油田化学驱注入浓度优化调整新技术及矿场实践Key words:offshore oilfield;chemical flooding;cost reduction and efficiency increase;injectionconcentration optimization在海上油田模糊二三次采油界限理论指导下,2003 年 S 油田最先成功开展了海上油田化学驱提高采收率的单井试验,开创了海上油田化学驱提高采收率的先河,到目前已有 17 年的化学驱矿场实践,极大地改善了油田开发效果,为油田的稳油控水发挥了重要作用1-5。一般油田早期化学驱方案设计中,化学驱注入浓度主要考虑了区域地层原油黏度的差异划分了不同区域开展优化设计,同时注入初期各井组生产状况差异性较小,故同一区域不同井的注入浓度是一致的6-8。随着化学驱实施中后期,油田也步入高含水期,同时考虑不同井组间储层非均质性、开采速度等差异,井组间见效效果差异大,处于不同的见效阶段。不同注入井受井况及储层差异性等影响,注入压力变化情况差异较大。故均一注入参数制约了化学驱后期开发效果,同时也造成了药剂的无效循环,加大了开采成本。如何通过对浓度的差异化优化进一步改善化学驱后期效果,需要开展更深的研究。本文基于精细历史拟合的基础,划分不同见效期,参考注入压力,应用数值模拟方法对注入浓度进行了初步优化。从化学驱流度控制的基本原理出发,综合注入浓度与黏度、渗透率下降系数的关系,同时借鉴 S 油田的相渗曲线,创新性地绘制出不同井组含水率下所需最小化学驱注入浓度理论图版,对注入浓度进一步优化。基于以上研究,形成了一套高含水油田化学驱后期注入浓度优化的新技术,并应用于 S 油田,减少干粉用量同时改善化学驱效果,实现降本增效。1油田概况渤海 S 油田属于在纵、横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏,覆压渗透率平均 2 000 mD,地层原油黏度 50 250 mPas,地层水矿化度 6 540 mg/L,属于高渗、高黏、高矿化度油藏。2003 年在期开展了 J3 井单井笼统化学驱试验,形成 1 注 5 采化学驱井网,见到了明显的增油降水效果,开创了中国海上油田化学驱的先河。从 2005 年至 2008 年开展了井组化学驱扩大实施;并于2010 年 9 月进入了期整体化学驱阶段。截至 2018 年底,该油田期化学驱总体注采规模达到 24 注93 采。通过对早期化学驱特征分析,注入特征上注入井井口注入压力平均上升 1.4 MPa,平均阻力系数1.4,注入剖面得到了改善;生产特征上,一线受益井 93 口,见效井 80 口,见效率达到 86%。化学驱初期,S 油田利用均匀设计方法针对综合指标(吨剂增油 提高采收率幅度)对地层原油黏度不同的 A、B、C 区块分别进行了注入参数优选。根据数值模拟优化结果建立了综合指标与注入浓度、累计注入量的定量关系式。通过对关系式的最优求解得到推荐注入参数如下:A 区注入质量浓度1 750 mg/L,累计注入 0.632 PV,用量 1 107 PVmg/L;B 区注入质量浓度 1 750 mg/L,累计注入0.654 PV,用量 1 145 PVmg/L;C 区注入质量浓度 2 250 mg/L,累计注入 0.271 PV,用量 609 PVmg/L。在化学驱初期,每个区块的注入井采用均一的注入参数。目前已步入了化学驱开发的后期,同时油田也步入了高含水期,各井组处于不同的见效阶段,均一注入参数制约了化学驱后期开发效果,如何通过对单井组注入浓度的优化调整进一步改善化学驱效果,需要开展更深的研究。2注入浓度优化新技术研究典型聚合物驱含水率变化一般经历了聚驱见效后含水下降,到含水率下降最大值后逐渐上升并恢复到见效值,再到最终逼近极限含水率的过程9-15。S 油田化学驱已实施 24 口井,各井组处于不同见效阶段。考虑单井差异,后期建议以化学驱注入井为中心,开展一井一策研究,及时优化调整注入浓度,精细管理化学驱注入井。浓度优化调整试验井组筛选原则:化学驱井网完善,受水井影响较小;注入井单一浓度注入时间长;生产井产剂浓度高。为了更好地使注入浓度优化调整与当前生产状况、目标井周围的地质状况相适应,对注入井组进行了更深层次上的分析与划分。从见效情况来说,划分为四11承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 3 期类:含水下降期、持续见效期、含水回返期、高含水期。分类结果如表 1 所示。2.1不同见效期注入浓度优化研究本次注入浓度优化研究采用的地质模型是 S 油田整体化学驱模型。平面上划分了 75 117=8 775 个网格,纵向上共分为56 个模拟层,总网格数 为 8 775 56=491 400。历史拟合分为水驱历史拟合及化表 1注入井组见效阶段分类状态井组含水下降期A19 井组、A30 井组、B2 井组、C4 井组、C8 井组、C10 井组、D14 井组、C3 井组持续见效期A5 井组、A8 井组、A10 井组、A16 井组、B8 井组含水回返期A2 井组、A21 井组、A28 井组、A32 井组、C6 井组高含水期A13 井组、B6 井组、B13 井组、C14 井组学驱历史拟合两部分,同时化学驱物化参数(黏度-浓度关系曲线、聚合物吸附参数、聚合物剪切降解参数、聚合物-岩石性质参数)的选取,主要依据返排取样结果以及历史拟合结果确定。整体跟踪拟合情况较好,证明建立的化学驱油藏模型比较可靠,可作为注入浓度优化研究的基础模型。在精细历史拟合的基础上,通过对不同见效期的井组开展数值模拟优化研究,在四类井组中选择试验井,进行注入浓度优化。预测模型设置试验井的注入质量浓度变化从-25.0%+25.0%,浓度变化设置梯度为 5.0%,注采井区保持注采比 1 1,优化模拟时间为三年。以含水下降期典型井组 A19 井组的注入浓度优化为例(见图 1),从图 1 中可以发现,当注入浓度变为当前浓度的 95%时,可以很好地保证开发效果,并节约药剂用量,提高经济效益。四类井组典型井的初步优化结果如表 2 所示。含水下降期可适当降低注入浓度,确保效果的同时节约药剂;持续见效期可适当提高注入浓度或维持目前注入浓度,延长见效时间;含水回返期、高含水期大幅提高注入浓度,可实现减缓含水上升趋势,进一步改善开发效果。表 2不同见效阶段典型井组最优注入浓度初步优化结果见效阶段试验井组最优调整质量浓度变化值含水下降期A19 井组-5.0%持续见效期A5 井组0.0%含水回返期A2 井组+20.0%高含水期C14 井组+20.0%2.2综合注入压力变化的注入浓度二次优化调整对上述优化结果进行整理,结合当前注入压力变化情况或趋势,进行二次优化(见表 3)。实现低压井“上 得 来”,高 压 井“注得 进”。对 于 注 入 压力持续走高的井,考虑注入可行性及增注量需求,表 3综合考虑注入压力变化后最优注入浓度表生产状况试验井组注入压力变化情况或趋势当前最优调整质量浓度变化值/(mg/L)二次优化调整质量浓度变化值/(mg/L)含水下降期A19 井持续走高-5.0%-7.5%持续见效期A5 井持续走高+5.0%-5.0%含水回返期A2 井持续走高+20.0%+17.5%高含水期C14 井保持不变+20.0%+20.0%注入浓度可下降较小幅度满足注入需求;对于已达到注入压力上限或需要酸化改善注入能力的井,注入浓度可下降一定幅度满足注入需求;对于注入压力保持不变,同时未达到注入上限的井,注入浓度可维持不变。2.3基于流度控制思想的三次优化化学驱主要是通过提高水相黏度,降低水相渗透率,改善水油流度比,进而增大波及体积16,最终21张国浩,等:海上油田化学驱注入浓度优化调整新技术及矿场实践达到提高原油采收率的目的。为使化学驱段塞均匀推进,防止指进现象发生,应保证化学驱段塞流度小于等于其前缘油水混合带的流度,基于该流度控制的思想17-20,也可对单井组进行注入浓度优化。从流度基本公式出发,引入物化参数表征方程,建立起化学驱最小注入浓度与水相渗透率的关系:1+(Rkmax-1)brkCp1+brkCp|w+0p-w1+1/2()pown-1|KKrwm,min(1)式中,Rkmax为最大渗透率下降系数;brk实验室确定数据;Cp化学驱质量浓度,mg/L;K 为绝对渗透率,2m;Krw为相对渗透率;w为黏度,mPas;为剪切速率,1/s;0p为零剪切速率下的化学驱溶液黏度,mPas;1/2为化学驱溶液剪切到原来黏度一半时的剪切速率,1/s;m,min为油水过渡带的最小流度,2m/mPas。相渗曲线表征的是油、水相对渗透率与含水饱和度的关系。综合考虑油田的相渗曲线和分流量方程,可以将注入浓度与水相渗透率的函数转化为注入浓度与含水率的函数,含水率与剩余油饱和度息息相关,根据函数关系可以绘制聚合物最小化学驱注入浓度与含水率的关系曲线(见图 2),而化学驱最小浓度即为井组的最佳浓度。根据理论公式,参考 S 油田相渗曲线、地下油水黏度以及借鉴室内实验数据,计算不同井组含水率情况下的所需最小化学驱注入浓度,绘制理论曲线(见图 2)。该理论曲线直观地表现出井组所需最小注入浓度随含水率增加而逐步增加的过程。该曲线也可以指导注入浓度的优化调整。根据图 2,对二次优化得到的井组最优注入浓度进行三次优化,如表 4 所示。表 4数学方法三次优化注入浓度表试验井组井组含水率/%二次优化质量浓度值/(mg/L)最终优化质量浓度值/(mg/L)A19 井组57.91 6201 520A5 井组68.12 1371 750A2 井组73.52 0602 030C14 井组75.12 1002 1003矿场实践该技术方法已应用于渤海 S 油田,见到了明显的降水增油效果,同时节约了干粉用量。截止目前,已实施 10 个井组。对于 C14 井注入质量浓度由 1 750 mg/L 提高到 2 100 mg/L(见图 3(a),对应受效井 A1 单井含水率下降 6%,实现日增油 20 m3(见图 3(b);对于 A5 井组降低注入浓度后,注入能力提升 20%,井组液量及流压逐步回升,含水平稳,起到了控水增油的效果(见图 3(c)。2017 年至 2020 年试验区累增油达 2.4 万 m3(净增油法),节约干粉用量 111 t,实现了降本增效。对海上同类油田开展三次采油有极大的借鉴意义。4结论1)鉴于海上油田化学驱后期井组间见效效果差异大,从不同见效特征及不同注入压力变化特点对单井组开展了差异化优化设计,并基于流度控制思想开展了三次优化,创新性地形成了一套化学驱后期注入浓度优化调整新技术。2)渤海 S 油田的现场应用实践证明,该注入浓度优化调整技术可以起到明显降水增油效果,同时降低了注入成本,并为类似化学驱油田提供一定的借鉴意义。31承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 3 期参考文献:1周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践M.北京:石油工业出版社,2007.2邓景夫,李云鹏,吴晓慧,等.海上稠油油田早期聚合物驱见效规律J.特种油气藏,2015,22(3):128-130.3张国浩,王刚,刘斌,等.渤海油田早期注聚特征分析及优化调整技术研究 以 S 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