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倍受科威特“青睐”的EOR技术

让科威特“青睐”的EOR技术

科威特北部Sabiriyah油田超大型碳酸盐岩Mauddud油藏具有高温、高矿化度特征,该油藏开发早期即步入注水开发阶段,由于储层强非均质性与不利的流度比等因素影响,多数油井遭遇水侵,产液含水率大幅增高。本文主要从技术层面分析了SAMA油藏EOR措施的可行性。

SAMA油藏情况简介

SAMA油藏位于科威特北部,油藏面积达200多平方公里。该碳酸盐油藏自1958年1月开始产油,采用衰竭开发一直持续到2000年。1998年,SAMA油藏开展了注水开发先导性试验并取得了成功。2001年,实施反九点法井网注水开发方案。2011年,全油田含水率增高至30%左右。

分区模拟模型

针对SAMA油藏,建立大型分区模拟模型以研究区域流体流动特性。首先需要确定实施EOR措施的“关键区域”,然后根据岩石物理与地质资料建立分区地质网格模型。经“粗化”处理后利用该区域内油井的产量、压力以及其他监测数据进行历史拟合,历史拟合后所得到的模型便可用来预测EOR措施的有效性。

化学驱EOR技术室内实验研究

化学配方的选择。以C28-25PO-45EO共聚物羧酸盐为主要表面活性剂,添加C15–18-IOS和C19–28-IOS磺酸盐为辅助剂,不添加助溶剂。由于储层内发育铁白云石,利用四钠乙二胺四乙酸(EDTA)来螯合铁离子,此外,EDTA还可将油藏岩石由亲油性转变为亲水性。

微乳相相态特征和岩心驱替实验

采用广泛应用的相态分析模型对室内的溶解率实验进行了拟合,以此来获得先导实验区的相关参数。研究结果表明,最佳溶解率接近12.5,相应的界面张力约为0.002 dynes/cm,较未添加表面活性剂情况下的油水界面张力,前者数值仅为万分之一。石油圈原创www.oilsns.com

露头岩心驱替实验表明,添加表面活性剂/聚合物(以下简称SP)后提高采收率效果显著。FP 3330S聚合物用于流度控制,随后,利用SAMA油藏岩心开展驱替实验,结果表明,在SP的“帮助”下,高达91%的水驱残余油被成功驱替出来,表明聚合物选型正确。

检验SP是否成功的最关键因素即为残余油饱和度(以下简称Sorc)。在添加SP的情况下,SAMA储层岩心驱替实验后Sorc约为3%(数值相当小),表明该化学配方相当有效。

矿化度梯度。SP岩心驱替实验中的矿化度梯度参数是影响化学驱性能的关键因素。一般情况下,SP段塞的矿化度值应小于地层水矿化度,并且聚合物驱的矿化度值应小于SP段塞的矿化度。

在岩心驱替过程中利用总溶解固体量(TDS)达101000ppm的合成硬卤水,所用SP段塞的优化TDS数值是73000ppm。此外,注入聚合物溶液的TDS值为41000ppm,目的是营造负矿化度梯度与最终的I型相态矿化度环境。

EOR试点-规模模型

让科威特“青睐”的EOR技术

精细网格的先导试验区模型。先导实验区精细网格数值模拟模型中网格单元尺寸X、Y方向为5m×5m,Z方向网格单元厚度位0.75m,垂向共划分了100个模拟层,网格划分总数达3996400。上图所示为精细网格数值模拟模型的孔隙度分布和数据统计直方图。

1998年,在油藏脊部实施了单井控制面积0.16km2的反五点井网水驱先导性试验,该试验模型包含在水驱先导性试验目标区域内。利用前期注水开发的数据对精细网格数值模拟模型进行修正,得到了目标区域的流体饱和度分布,此时研究区域的残余油饱和度为31.5%。在历史拟合的基础上,便可开展化学驱和气驱EOR数值方案预测。

化学驱或气驱前的前期水驱数值模拟。目标区域在开展化学驱或气驱模拟前,首先继续进行水驱模拟。设置注水周期为90天,注入水体积约是孔隙体积(以下简称PV)的22.5%。模拟结果表明,90天后的产水量与注水量基本持平,水驱EOR方式提高原油采收率为9.7%。

让科威特“青睐”的EOR技术

SP化学驱模拟。在水驱模拟基础上,以 0.3倍PV注入SP段塞,其中表面活性剂的质量浓度是1.5%,聚合物浓度是3500ppm,注SP段塞速度为5800桶/天。上图为以0.05倍PV注入SP段塞(为期19天)后区域模型含油饱和度剖面图。SP驱数值模拟结果显示区域含油饱和度下降2%~5%。在SP段塞后注入浓度为3500ppm聚合物体系,应用SP段塞化学驱替能够大幅度提高原油产量。模拟结果表明,SP化学驱可以显著提高原油采收率至60%,相比之下,单纯水驱只有35%。石油圈原创www.oilsns.com

连续相气驱模拟。SAMA油藏EOR先导性区域模拟过程中选择CO2作为注入气源。实验数据表明,非混相气驱的残余油饱和度大约是25%。在气驱EOR模拟过程中考虑了界面张力对残余油饱和度和油相相对渗透率的影响。

在水驱模拟后继续开展气驱数值模拟,注气设备井底压力上限是3700psi。注CO2气体581天后,原油采收率较纯水驱约提高了13%。然而,由于油藏储层强非均质性与较差的流度控制的影响,CO2驱替垂向波及范围不及SP驱替方式。

气(CO2)水两相混注(WAG)EOR数值模拟

气水两相混驱数值模拟同样是在水驱模拟之后,生产井井底压力下限是1800psi,注入井设置是达到100%亏空充填且设定井底压力上限为3700psi。此外,气体注入速率不超过7.4×106立方英尺/天,注水速率不超过5800桶/天。

WAG(水气交替)方案是以1.5个月为注入周期,交替注入CO2和注水。经过6轮次水气交替注入,先导试验区数值模拟模型的原油采收率达到37.3%。加上前期接近9.7%的水驱采收率,区块的总采收率得达到47%。

CO2气体注入总量是1.54×109立方英尺,相比连续气驱方式,前者气体用量还不及后者的一半。然而,前者比后者在提高采收率方面高出9个百分点。究其原因,混相驱替减弱了地层流度因素的不利影响。

EOR先导性模拟研究总结。综合上述分析,利用先导试验数值模拟模型分别研究了五种驱油方式的提高采收率效果:水驱、聚合物驱、连续CO2气驱、CO2水气交替驱与SP驱。结果表明,如果单从提高原油采收率角度评价,表面活性剂/聚合物的化学驱效果最佳;CO2水气交替注入模拟结果要优于连续CO2气驱;纯水驱采油方式表现最差,原油采收率仅为25%;聚合物驱较纯水驱的原油采收率提高了17%。研究结果表明,SAMA油藏储层强非均质性是影响原油采收率主要因素,注入流体的流度控制对提高驱油效果也有一定的影响。SAMA油藏EOR先导性模拟研究结果表明,要提高原油最终采收率,应当首选CO2水气交替或SP驱方式。

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