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2022年8月JournalofGuangdongUniversityofPetrochemicalTechnologyAugust2022
断块油藏剩余油二次富集开发中活性水驱作用时间探讨
田选华1,***春2,纪宝瑞3,易林姿4
(,广东茂名525000;
,广州510301;
,北京100034;,广州510640)
摘要:针对开发中后期断块油藏剩余油的二次富集开发,此文结合二次富集与活性水驱机理,基于典型断块油藏地质模型
和物理模拟模型,运用油藏数值模拟方法,通过设置不同注入段塞组合方案,对活性水的最佳作用时间进行模拟分析和探
讨。提出通过数值模拟中设立观测点方法,将观测点活性水驱与清水驱饱和度差的异常峰和与之对应的时间范围,定义为
活性水最佳作用时间。认为在饱和度差曲线峰值变化宽度时间内,活性水驱是剩余油二次富集的主要原因,之后活性水作
用效果减弱甚至消失。该方法可以定量确定活性水驱的最佳作用时间,为活性水驱剩余油二次富集开发方案提供支持。
关键词:剩余油二次富集;活性水驱;作用时间;数值模拟
中图分类号:TE341文献标识码:A文章编号:2095-2562(2022)04-0005-05
经过几十年的注水开发,我国东部很多油田总体已经进入了高含水、高采出阶段,剩余油分布更加零
散,同时地下储集层中仍存在较多剩余油富集区,提高采收率的潜力仍然较大⑷。但随着开采程度的加
深,极限含水井大多已经不具备开采价值,面对储层中大量的剩余油,油田稳产和调整挖潜面临越来越大
的挑战⑵。倾斜断块油藏水驱开发实践表明,原来已经强采强注的强水淹或特强水淹而停采的油层或区
域,通过二次富集使已经停产的井恢复生产具有可行性,经过一段时间静置,剩余油可以再次聚集,重新开
采,并已取得显著效果⑵。活性水驱油作为高(特高)含水期油田开发的主要手段之一,以其良好的配伍
性、较高的剩余油采收率成为油田开发研究的热点⑶。针对剩余油二次富集,采用活性水驱油技术提高
二次富集速率,已开展了一些室内研究和现场先导试验,对活性水驱的注采参数方案进行了优化研究,取
得了一定认识和效果⑷-活性水驱主要是向注入水中加入一定浓度的降黏剂或表面活性剂,通过降低原
油黏度、油水界面张力及原油在多孔介质中的流动阻力等改善原油流动性从而促进剩余油二次富集速率
和开发效果⑶o然而,由于界面张力不随活性水浓度或量的增加而线性减小,而是存在一个最佳时间范
围,超过该值后,活性水作用效果减弱甚至消失⑸,因此如何准确确定活性水最佳作用时间至关重要,但
又一直未能提出简单直观的解决方法。本文以中国石化胜利油田高(特高)含水断块油藏为例,应用油藏
数值模拟方法,通过对剩余油油水二次富集过程中活性水驱的影响因素、不同活性水段塞组合方案进行优
化分析,对活性水的最佳作用时间进行分析探讨,为合理部署活性水驱剩余油二次富集开发方案提供依据。
1二次富集与活性水驱作用机理

油藏中剩余油的运移主要受重力、浮力、毛细管力和黏滞力的影响,这四种作用力主要在重力分异、地
层压力和毛细管压力的共同作用下体现出来,因此剩余油的二次富集速率和效果主要受重力分异、地层压
收稿日期:2022-03-29;修回日期:2022-06-21
基金项目:国家科技重大专项(2016ZX05011-002);广东省自然科学基金项目();广东石油化工学
院引进人才科研启动项目(518170)
作者简介:田选华(1981-),女,湖北武汉人,博士,讲师,主要研究方向为油田开发。
6广东石油化工学院学报2022年
力梯度及毛细管压力梯度控制血710
式中诃为运移速度,cm/s;血为原油黏度,mPa•s;K为空气渗透率,mD;饥为油相相对渗透率,无因次;g
为重力加速度,N/kg;p”,p。分别为油、水密度,kg/n?;垢卷分别为水动力压力梯度、毛细管压力梯度,
MPa/cmo

活性水是表面活性剂的稀释体系,作用对象为油藏孔隙中的剩余油,作用原理主要是降低油水混合物
的表面张力,以改变剩余油在油藏孔隙中的运动特征B9],也就是通过改变毛细管力的作用提高油水混合
物运移效率影响二次富集。表面活性剂溶解于油水混合物后,能降低油水界面的界面张力,产生润湿、乳
化、气泡、增溶等效应3]。理论上活性水中表面活性剂在油水界面上吸附得越多,界面张力降低的幅度就
越大,二次富集效果越好。

矿场试验表明,表面活性剂单独作用在储层中虽然能够起到提高洗油效率的作用,但当油田处于高含
水期时,活性水驱见水较快,说明活性水的有效驱替时间依然存在一个临界值⑼⑷。当超过该临界值时,
油水混合物的界面张力就不会再随着活性水的作用而起变化,界面张力甚至会开始重新增加,活性水驱开
发的效果会减弱甚至消失。因此,对活性水驱剩余油二次富集效果进行评价时,要将保持油水界面张力稳
定值的时间作为评价性能好坏的一个指标。活性水注入油层后,多长时间才能起到最好的减小界面张力
的作用,而且这个作用效果能够持续多久,是进行活性水驱注采方案优化的最关键指标。本文将这个时间
定义为活性水驱二次富集最佳作用时间。
2活性水驱最佳作用时间模拟方案

根据胜利油田高(特高)含水开发阶段的典型断块油藏H68沙二8】实际属性特征,采用Computer
-STARS油藏数值模拟软件建立油藏尺度的概念模型。如图1所示,该
模型大小范围为600mx600mx30m;网格划分为600x60x6,倾角设置为20。,且不考虑油模型的非均
质性特征。模型顶深2000m,,渗透率342mD,,油层温度70°C,原始
含油饱和度75%,?,?,地层原油黏度10mPa•s。模型中的
相渗曲线、毛管压力曲线等参考实际油藏物性设置。根据断块油田特征,设置弱的边底水,地下水油体积
比为3。地质力学模型采用压实回弹模型,弹性模量设为280000kPa,,内聚力250kPa0压缩
系数1x10"1/kPa,有效应力12MPa,/°CO参照断块油藏常见的“低注高采”井
网形式,模型顶部设置3口开发井,底部设置3口注入井,顶采底注,三注三采排状井网,油井距离断层边
界10m,注采井距约500m0
通过在模型中加入活性剂组分,进行流体组分模拟,建立活性水驱数值模拟概念模型。模型模拟运算
起始时间设置为2010年1月1日。设计模型不注水、注清水和注活性水(%)等3种开发方
案进行了拟合测试,以用来验证活性水模型效果,其中注清水方案设置为3口注入井关闭,3口采油井生
产,单井产液速率200m3/d,3口采油井总产液量600rr^/d,开采至综合含水率80%时(大约为2025年1
月1日),同时打开注入井以开始注清水,单井注入速率150«?/(!,继续注采开发90个月;注活性水方案
设置为3口注入井关闭,3口采油井生产,单井产液速率200m3/d,3口采油井总产液量600m^/d,开采至
综合含水率80%时(大约为2025年1月1日),同时关停3口采油井,同时打开3口注入井注入活性水,
单井注入速率150m^/d,注入活性水6个月后,同时关停3口注入井,静置18个月进行剩余油二次富集,
然后再次打开3口采油井,以单井产液速率200m3/d生产6个月,完成1个注采周期(即关停采油井、注
第4期田选华等:断块油藏剩余油二次富集开发中活性水驱作用时间探讨7
活性水6个月,关停注入井、静置18个月,生产6个月为1个注采周期),模拟开采3个周期(即90个月)。
如图2所示,注活性水方案明显降低了模型的含水率,改善了开发的效果,因此,注活性水(质量分数
%)注采开发方案使用的模型是可靠有效的,可用于进一步活性水驱模拟研究与分析。
图1活性水驱油藏几何模型网格剖分与井网(X、Y方向,)图2活性水驱和清水驱开发效果含水率对比曲线


活性水注入地层后,它的扩散不仅与压差有关,还与扩散速度有关,因此,作用时间的起算点应为注入
地层的时间到扩散到油藏所有位置的时间。为了观测活性水最佳作用时间和效果,通过设置观测点(在
距离所述数值模拟模型的注入端最远处设置观测点)来观察含油饱和度随时间的变化来确定活性水驱最
佳作用时间。分别进行连续活性水驱、段塞活性水驱、连续清水驱模拟,记录观测点含油饱和度随时间的
变化数据,并求取活性水驱与清水驱方案的饱和度差值,将注活性水驱后饱和度变化峰值所用的时间定义
为作用时间,也就是将活性水作用开始到观测点的饱和度不再发生变化为止的时间定义为作用时间。因
此这个时间是与清水驱对比来说的一个概念,在该作用时间之后,活性水作用效果明显减弱乃至消失,变
成和清水驱效果相似直至一样。

首先采用一次开发方式,不注水而3口采油井于2010年1月1日开井生产,单井产液速率200m3/d,
3口井总产液量600m3/d,开采至2025年1月1日,即综合含水率80%时,停产开始注入活性水和清水,
进行剩余油二次富集开发模拟。%,注入速率设为100m3/do设计注入一
个连续活性水段塞(4个月)模型,一个2月活性水+2月清水段塞模型以及一个连续清水段塞(4月)模
型。所有模型的模拟时间统一设置为段塞注入后18个月(根据剩余油二次富集情况即含油饱和度变化
量来设定),设置1个观测点,本次模拟中设置中间生产井所在最上部层位的网格为观测点(图1中生产
井2所在网格),记录从注活性水开始观测点的含油饱和度变化差异趋势。
3结果与讨论
模拟结果及计算的饱和度差列于表1中。在观测点含油饱和度随时间变化关系图上(见图3),随着
时间的变化,清水区、活性水驱方案中,观测点含油饱和度变化趋势非常相似,除了在开始注入2个月后,
活性水驱方案含油饱和度均有较明显幅度增大,在9月后,活性水驱方案基本重合,随后他们的变化趋势
基本保持一致。这两个时间节点可能是活性水驱作用效果变化的关键节点。
为了进一步明确变化差异性,将活性水驱方案与清水驱方案在观测点的饱和度差作图分析(见图4),
活性水连续注入模型和活性水周期注采模型的含油饱和度变化曲线均会出现峰值,且峰值宽度时间均约
为6个月,随后它们的变化趋势基本相同。因此,可以认为在峰值宽度时间内,活性水驱是剩余油二次富
集的主要原因,之后曲线变平缓,而且趋势一致,说明活性水作用减弱甚至消失后,二次富集规律与清水驱
类似。综上,可以确定在本模型中活性水驱油藏开发实践中活性水的最佳作用时间为6个月。
8广东石油化工学院学报2022年
表1不同时间节点段塞注入后观测点饱和度变化模拟结果
2月活性水+2月清水驱时4月连续活性水驱时
清水驱时观测
时间含油饱和度含油饱和度
点含油饱和度
观测点值与清水驱之差观测点值与清水驱之差
2025/1/
2025/2/
2025/3/
2025/4/
2025/5/
2025/6/
2025/7/
2025/8/
2025/9/
2025/10/
2025/11/
2025/12/
2026/1/
2026/2/
2026/3/
2026/4/
2026/5/
2026/6/
2026/7/
2026/8/
2026/9/
2026/10/
时间/(年/月/日)时间/(年/月/日)
图3活性水驱和清水驱观测点饱和度变化趋势图4不同活性水段塞与清水段塞注入后观测点饱和度差值随时间变化
4结论
(1)活性水最佳作用时间定义为维持界面张力下降幅度和大小不随活性水质量分数或量的增加而线
性减小或增加的表面活性剂的最佳作用时间段。
(2)活性水驱最佳作用时间的确定步骤如下:在数值模拟模型中设立观测点;设计连续活性水驱、不
同段塞活性水驱、连续清水驱模拟开发方案;记录各模拟方案观测点处含油饱和度随时间的变化数据;求
取活性水驱与清水驱方案观测点处的含油饱和度差值;绘制观测点处含油饱和度差值变化图版;确定观测
点处含油饱和度差值峰值范围;确定观测点处含油饱和度差值峰值范围所对应的时间范围,即活性水驱最
佳作用时间。可以看出,活性水驱最佳作用时间的确定关键在于获得观测点处含油饱和度差值变化图版
及其含油饱和度差值峰值范围。
(3)在现场实施剩余油二次富集油藏活性水驱方案时,需要结合油藏地质和开发特征,科学、合理地
第4期田选华等:断块油藏剩余油二次富集开发中活性水驱作用时间探讨9
确定活性水驱最佳作用时间,合理配产配注,以达到最佳的剩余油二次富集与活性水驱的高效协同效果,
大幅提高原油采收率。
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StudyontheOptimalEffectiveTimeofSurfactantWater
FloodingduringDevelopmentofSecondaryAccumulation
ofOilandWaterinFaultedReservoir
TIANXuanhua1,LIPengchun2,JIBaorui3,YILinzi4
(,Maoming525000,China;
,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou510301,China;
,Beijing100034,China;
,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou510640,China)
Abstract:Whentheoil-watersecondaryaccumulationanddevelopmentoffaultblockreservoirsreachproductionlimitandlose
miningvalue,theproblemofhowtousesurfactantwaterfloodingtoimprovetheefficiencyofsecondaryenrichmentanddevelopment
andhowtoaccuratelydeterminetheoptimalactiontimeofsurfactantwaterissignificanttotheoverallconsiderationofdevelopment
,amethodofanalysisofoptimalactiontimeofsurfactantwaterfloodingwouldbeproposedbynumericalsimula­
tionbasedoncombinationanalysisofthemechanismofoil-watersecondaryenrichmentandsurfactantwaterfloodingandthereser­

,anobservationpointisselectedformonitoringthechangesofoilandwatersatura­


-watersecondaryenrichmentduringthetimewidthofthepeakareaoftheoilsaturationdifferencecurve,andthentheeffectofsur­

ofsurfactantwaterfloodingand,therefore,providesupportfortheoil-watersecondaryenrichmentanddevelopmentthroughsurfac­
tantwaterfloodingmethodinoldfaultblockreservoirs.
Keywords:oil-watersecondaryaccumulation;surfactantflooding;optimaleffectivetime;reservoirsimulation
(责任编辑:贺嫁姿)