胜利油田夏8断块稠油油藏化学驱提高采收率技术研究
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摘要
胜利油田夏八断块东二段是比较完整的火山岩披覆顶陷背斜构造。油层埋深1460m-1520m，含油面积4.6Km2，石油地质储量540.6*104t。含气面积2.7Km2，天然气地质储量5.21亿立方米。储层孔隙度平均32%，空气渗透率平均950×10-3μm2，地面原油粘度1331～5606mPa.S，地下原油粘度118～384mPa.S，属中孔中渗透顶气底水稠油油藏。
夏8断块稠油油藏存在水敏性严重的问题，夏8-P1井两次注蒸汽，都不成功，因此不适应注蒸汽热采；同时注水开发油水流度比大，采出程度低。为此进行稠油油藏化学驱研究是合理的选择。
根据夏8断块原油的性质特点，通过表面活性剂室内评价试验，室内化学驱物理模拟实验，开发数值模拟研究，得出如下结论：
1.筛选出以0.03%聚合性多子磺酸盐（DSPS）、0.2%多羟基胺构成的复配体系作为夏8稠油的化学驱油体系。
2.室内物理模拟实验直接用优化配方驱替至含水98%时的最终采收率为71.7%，比水驱提高37%。化学驱进行时油井含水率越低，化学驱的最终采收率越高。
3.微观驱油实验表明，由聚合磺酸盐与有机碱组成的驱油体系能渗入原油中形成油包水乳状液，增加了驱替阻力，从而降低了水油流度比，提高了波及系数，又具有较高的洗油效率。
4.通过数值模拟研究，化学驱开发效果明显优于水驱和边水驱的开发效果，化学驱可较大幅度提高原油采收率，有效提高采油速度。因此，该区块实施化学驱技术上是可行的
5.化学驱优化注入参数为：注入速度为100m3/d、驱油剂注入浓度为0.4%，采取方案9的调剖加驱油的段塞式注入。采出程度可达36.93%，相比水驱采收率提高了13.75%，开发效果较好。
6.与水驱开发方式相比，化学驱方案累计增油8.3419×104t。累计注入化学剂体积29.2×104m3，注入调剖剂体积3.5×104m3。累计化学剂成本1448万元，增产吨油化学剂成本为173.58元，化学驱技术经济上是可行的。
7.实施优化方案固定资产投资较少，现场操作简单，实施风险较小。
Fault Block Xia-8Dong-2section in Shengli Oil Field is a relatively complete volcano rock coated topnotch anticline structure. The reservoir depth is1460m-1520m and its oil-bearing area is4.6Km2. Itsgeological reserves of petroleum are5.406million tons. Gas-bearing area is2.7Km2, and geologicalreserves of natural gas is521million m3. The average porosity and air permeability are32%of the reservoirare950×10-3μm2respectively. The viscosity of crude oil on the ground is1331～5606mPa.S, and itsviscosity at reservoir conditions is118～384mPa.S.. The reservoir belongs to a heavy oil reservoir of middleporosity and middle permeability with a gas cap and bottom water.
Fault Block Xia-8heavy oil reservoir-has serious water sensitive problems. The well Xia-8-P1wasimplemented by twice steam injection, and injection failure implies it do not adapt to the steam injection. At thesame time, in the water injection development, the large mobility ratio of oil and water leads to a low oilrecovery. Therefore, it is a reasonable choice to study on chemical flooding in the heavy oil reservoir.
According to the characteristics of crude oil in Fault Block Xia-8, through the surfactant indoor evaluationtest, the indoor chemical flooding physical simulation experiment, and the development numerical simulationstudy, we draw the following conclusions:
1. Screening of mixed system composed by0.03%polymerized multiple sulfonate (DSPS) and0.2%polyhydroxy amine as chemical flooding system of heavy oil in Fault Block Xia-8.
2. When indoor physical simulation test directly displacement is up to98%of water-cut through theoptimization of formulation, ultimate recovery rate is71.7%, which is37%higher than normal waterflooding.When the chemical flooding is going, the lower water cut of oil well is, the higher ultimate recovery ofchemical flooding is.
3. Microscopic oil flooding experiment shows that polymerization of sulfonate and organic base compositionof the chemical flooding system can penetrate the oil, forma water-in-oil emulsion, increase the floodingresistance. Thus it reduces the mobility ratio between oil and water, and leads to an improvement in sweepefficiency and a high oil displacement efficiency.
4. The numerical simulation research shows the chemical flooding development efficiency is obviously betterthan that of water flooding and edge water flooding efficiency. Chemical flooding can not only greatly enhanceoil recovery, but also can effectively improve the rate of oil production. Therefore, it is technically feasible toimplement chemical flooding in Fault Block Xia-8.
5. Optimization injection parameter of chemical flooding is that: injection speed is100m3/d, and injectionconcentration of oil displacement agent is0.4%. Slug injection of profile control and oil displacement in Plan9is recommended. The oil recovery is36.93%, compared with water flooding recovery increased by13.75%,and the development effect is comparatively good.
6. Compared with water flooding development, cumulative incremental oil is8.3419×104t by chemical
flooding. Cumulative chemical injection volume is29.2×104m3, and profile control agent injection volume is
3.5×104m3. Cumulative chemical agent costs14.48million Yuan, and chemical agent costs173.58Yuan per
ton of oil by chemical flooding production. Therefore, chemical flooding technology is economically feasible.
7. The implementation of an optimization program is a less investment in fixed assets, field operation issimple, and the implementation of risk is relatively small.
夏8断块稠油油藏存在水敏性严重的问题，夏8-P1井两次注蒸汽，都不成功，因此不适应注蒸汽热采；同时注水开发油水流度比大，采出程度低。为此进行稠油油藏化学驱研究是合理的选择。
根据夏8断块原油的性质特点，通过表面活性剂室内评价试验，室内化学驱物理模拟实验，开发数值模拟研究，得出如下结论：
1.筛选出以0.03%聚合性多子磺酸盐（DSPS）、0.2%多羟基胺构成的复配体系作为夏8稠油的化学驱油体系。
2.室内物理模拟实验直接用优化配方驱替至含水98%时的最终采收率为71.7%，比水驱提高37%。化学驱进行时油井含水率越低，化学驱的最终采收率越高。
3.微观驱油实验表明，由聚合磺酸盐与有机碱组成的驱油体系能渗入原油中形成油包水乳状液，增加了驱替阻力，从而降低了水油流度比，提高了波及系数，又具有较高的洗油效率。
4.通过数值模拟研究，化学驱开发效果明显优于水驱和边水驱的开发效果，化学驱可较大幅度提高原油采收率，有效提高采油速度。因此，该区块实施化学驱技术上是可行的
5.化学驱优化注入参数为：注入速度为100m3/d、驱油剂注入浓度为0.4%，采取方案9的调剖加驱油的段塞式注入。采出程度可达36.93%，相比水驱采收率提高了13.75%，开发效果较好。
6.与水驱开发方式相比，化学驱方案累计增油8.3419×104t。累计注入化学剂体积29.2×104m3，注入调剖剂体积3.5×104m3。累计化学剂成本1448万元，增产吨油化学剂成本为173.58元，化学驱技术经济上是可行的。
7.实施优化方案固定资产投资较少，现场操作简单，实施风险较小。
Fault Block Xia-8Dong-2section in Shengli Oil Field is a relatively complete volcano rock coated topnotch anticline structure. The reservoir depth is1460m-1520m and its oil-bearing area is4.6Km2. Itsgeological reserves of petroleum are5.406million tons. Gas-bearing area is2.7Km2, and geologicalreserves of natural gas is521million m3. The average porosity and air permeability are32%of the reservoirare950×10-3μm2respectively. The viscosity of crude oil on the ground is1331～5606mPa.S, and itsviscosity at reservoir conditions is118～384mPa.S.. The reservoir belongs to a heavy oil reservoir of middleporosity and middle permeability with a gas cap and bottom water.
Fault Block Xia-8heavy oil reservoir-has serious water sensitive problems. The well Xia-8-P1wasimplemented by twice steam injection, and injection failure implies it do not adapt to the steam injection. At thesame time, in the water injection development, the large mobility ratio of oil and water leads to a low oilrecovery. Therefore, it is a reasonable choice to study on chemical flooding in the heavy oil reservoir.
According to the characteristics of crude oil in Fault Block Xia-8, through the surfactant indoor evaluationtest, the indoor chemical flooding physical simulation experiment, and the development numerical simulationstudy, we draw the following conclusions:
1. Screening of mixed system composed by0.03%polymerized multiple sulfonate (DSPS) and0.2%polyhydroxy amine as chemical flooding system of heavy oil in Fault Block Xia-8.
2. When indoor physical simulation test directly displacement is up to98%of water-cut through theoptimization of formulation, ultimate recovery rate is71.7%, which is37%higher than normal waterflooding.When the chemical flooding is going, the lower water cut of oil well is, the higher ultimate recovery ofchemical flooding is.
3. Microscopic oil flooding experiment shows that polymerization of sulfonate and organic base compositionof the chemical flooding system can penetrate the oil, forma water-in-oil emulsion, increase the floodingresistance. Thus it reduces the mobility ratio between oil and water, and leads to an improvement in sweepefficiency and a high oil displacement efficiency.
4. The numerical simulation research shows the chemical flooding development efficiency is obviously betterthan that of water flooding and edge water flooding efficiency. Chemical flooding can not only greatly enhanceoil recovery, but also can effectively improve the rate of oil production. Therefore, it is technically feasible toimplement chemical flooding in Fault Block Xia-8.
5. Optimization injection parameter of chemical flooding is that: injection speed is100m3/d, and injectionconcentration of oil displacement agent is0.4%. Slug injection of profile control and oil displacement in Plan9is recommended. The oil recovery is36.93%, compared with water flooding recovery increased by13.75%,and the development effect is comparatively good.
6. Compared with water flooding development, cumulative incremental oil is8.3419×104t by chemical
flooding. Cumulative chemical injection volume is29.2×104m3, and profile control agent injection volume is
3.5×104m3. Cumulative chemical agent costs14.48million Yuan, and chemical agent costs173.58Yuan per
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引文
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