稠油油藏可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)

韓樹柏

摘要:根據(jù)稠油注水開發(fā)的海1塊儲(chǔ)層特征、原油物性和注入水性進(jìn)行室內(nèi)配方篩選,并對(duì)成膠性能各種影響因素程度進(jìn)行評(píng)價(jià),篩選出了稠油注水的調(diào)驅(qū)體系。運(yùn)用提高采收率技術(shù)的理論和經(jīng)驗(yàn)公式,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)靜態(tài)資料,對(duì)調(diào)驅(qū)措施效果、開發(fā)水井改善情況、注水利用率及提高采收率等情況進(jìn)行了綜合研究。調(diào)驅(qū)后水驅(qū)動(dòng)用程度和水驅(qū)采收率均得到了提高,為油田轉(zhuǎn)換開發(fā)方式、提高油田采收率提供了一定的借鑒。

關(guān)鍵詞:稠油注水開發(fā)油藏;可動(dòng)凝膠+活性水;調(diào)驅(qū)技術(shù);提高采收率;海1塊

中圖分類號(hào):TE357.46文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A

前 言

海1塊是常規(guī)注水開發(fā)的稠油油藏——海外河油田的主力斷塊,儲(chǔ)層為三角洲前緣沉積體系,巖性為礫狀—泥質(zhì)粉砂巖,平均孔隙度為29.1%,平均滲透率為633×10^-3μm²。開發(fā)目的層為下第三系東營組馬圈子油層,埋深1 650～2 100 m,油藏類型為構(gòu)造控制的層狀邊底水油藏。含油井段長,含油層數(shù)多且薄,具有多套含油層疊加連片的特點(diǎn),油水界面參差不齊,原油具有高密度、高黏度、低含蠟量、低凝固點(diǎn)的特點(diǎn),地層水屬于NaHCO₃型,礦化度平均為3 036 mg/L。截至2006年底共有油井107口,日產(chǎn)液2 890 t/d,日產(chǎn)油438 t/d,綜合含水84.8%,累計(jì)產(chǎn)油393.8×10⁴t,累計(jì)產(chǎn)水927.3×10⁴m³,采油速度為1.30%,采出程度為32.09%,可采儲(chǔ)量采出程度為76.91%。注水井43口,日注水834 m³/d,平均單井日注29 m³/d,累計(jì)注水849.0×10⁴m³,累計(jì)注采比為0.63,地下虧空490×10⁴m³,目前均處在高采出程度、高含水開發(fā)時(shí)期[1]。由于油水黏度大,長期注水沖刷形成的高滲水通道,導(dǎo)致大量注入水低效或無效循環(huán)。層間層內(nèi)矛盾突出,剩余油主要存在于厚油層頂部、低滲層、非主流帶中[2],亟需開展轉(zhuǎn)換開發(fā)方式提高采收率技術(shù)的研究。從油藏的各項(xiàng)指標(biāo)和開發(fā)現(xiàn)狀看,海1塊符合化學(xué)驅(qū)的有利條件[3]。

1 可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)體系研制

可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)是一項(xiàng)既能提高波及系數(shù),又能提高洗油效率的增產(chǎn)技術(shù)[4],是在最大限度地提高注入水波及系數(shù)的基礎(chǔ)上,實(shí)施有限度三次采油的提高油田采收率技術(shù)[5],彌補(bǔ)了單純調(diào)剖堵水和單純注驅(qū)油劑的不足。可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)以調(diào)剖為主,在注入驅(qū)油劑前、后及注入中均應(yīng)用調(diào)剖技術(shù),使少量高效的驅(qū)油劑進(jìn)入含油飽和度高的中、低滲透層,通過充分調(diào)剖將原油分離出來并從油井采出,從而達(dá)到提高采收率的目的[6-7]。

1.1 凝膠調(diào)剖體系研制

實(shí)驗(yàn)選用2種凝膠類調(diào)驅(qū)體系,一種用于封堵大孔道,一種用于調(diào)驅(qū)。實(shí)驗(yàn)溫度為70℃,實(shí)驗(yàn)用水為海1聯(lián)合站回注水,總礦化度為2 169 mg/L。根據(jù)弱凝膠驅(qū)油機(jī)理并結(jié)合海1塊的實(shí)際情況,在室內(nèi)對(duì)調(diào)驅(qū)劑體系進(jìn)行了篩選和評(píng)價(jià)。

1.1.1 體系中聚合物分子質(zhì)量選擇

海1塊地層滲透率為633×10^-3μm²,根據(jù)匹配關(guān)系,選擇分子質(zhì)量為2 500×10⁴的抗鹽、抗剪切聚合物。

1.1.2 聚合物濃度對(duì)體系黏度的影響

當(dāng)體系中聚合物濃度在600～2 000 mg/L之間時(shí)體系均能成膠[8]。

1.1.3 交聯(lián)劑濃度對(duì)體系成膠的影響

實(shí)驗(yàn)中交聯(lián)劑濃度分別為0.05%、0.075%、0.1%、0.15%(聚交比分別為6∶1、4∶1、3∶1、2∶1)。在聚合物濃度為3 000 mg/L條件下,向聚合物溶液中加入不同濃度交聯(lián)劑,觀察交聯(lián)劑濃度對(duì)體系成膠效果影響(圖1)?？梢钥闯?隨著交聯(lián)劑濃度增加,成膠時(shí)間縮短,體系黏度增加,長期穩(wěn)定性好。

1.1.4 封堵效率

采用石英砂制作人造巖心,注入適量化學(xué)劑體系,在70℃下保持恒溫48 h后進(jìn)行水驅(qū),對(duì)比前后滲透率變化情況,評(píng)價(jià)可動(dòng)凝膠的封堵效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,凝膠在巖心中均能起到較好的封堵效果,且效率高于90%。

1.2 驅(qū)油劑種類的篩選與確定

根據(jù)海1塊油藏特點(diǎn)和原油性質(zhì),對(duì)用于提高采收率的20種驅(qū)油劑的溶解性、配伍性、抗鹽性和耐溫性等理化性能,以及界面活性、長期熱穩(wěn)定性和洗油效果等使用性能的綜合評(píng)價(jià),最終篩選出適合海1塊原油特點(diǎn)的驅(qū)油劑。當(dāng)驅(qū)油劑濃度為0.075%時(shí)界面張力達(dá)超低值(10^-3mN/m數(shù)量級(jí)),同時(shí)考慮注入地層后吸附損失等影響,最終確定使用濃度為0.2%的驅(qū)油劑體系(圖2)。

1.3 調(diào)驅(qū)體系室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

以上述研究確定的調(diào)驅(qū)體系為基礎(chǔ),在室內(nèi)開展雙管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)(圖3)。當(dāng)采出液含水達(dá)到98%以后,先后注入0.3 PV凝膠和驅(qū)油劑調(diào)驅(qū)體系,共提高驅(qū)油效率18.9%,其中低滲層提高驅(qū)油效率32%,高滲層驅(qū)油效率提高7.8%。

2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)情況

試驗(yàn)井組選擇構(gòu)造上處于海1塊的構(gòu)造高部位,構(gòu)造簡(jiǎn)單內(nèi)部無斷層。儲(chǔ)量為139.1×10⁴t,平均有效厚度為22.3 m,孔隙度為23.5%,滲透率為1 301×10^-3μm²,連通系數(shù)為85%,滲透率變異系數(shù)為0.75。試驗(yàn)井組內(nèi)有注水井3口,油井13口,油井生產(chǎn)正常,井況好,為調(diào)驅(qū)提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.1實(shí)施方案設(shè)計(jì)

2.1.1 凝膠體系注入設(shè)計(jì)

①前置段塞:8 000 m³,聚合物濃度為0.25%,交聯(lián)劑G和W濃度分別為0.05%、0.02%;

②主段塞:96 000 m³,聚合物濃度為0.20%,交聯(lián)劑G和W濃度分別為0.05%、0.02%;

③保護(hù)段塞:16 000 m³,聚合物濃度為0.10%,交聯(lián)劑G和W濃度分別為0.05%、0.02%。

2.1.2 驅(qū)油劑體系注入設(shè)計(jì)

注入驅(qū)油劑段塞設(shè)計(jì)注入量10×10⁴m³,包括前置段塞:高濃度0.4%驅(qū)油劑14 000 m³;主體段塞:0.2%的驅(qū)油劑78 000 m³;保護(hù)段塞:低濃度0.1%驅(qū)油劑8 000 m³。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

海1塊可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)試驗(yàn)從2006年11月開始實(shí)施,注入凝膠前置段塞8 405 m³,主段塞76 641 m³,注驅(qū)油劑22 169 m³,累計(jì)注水187.8×10⁴m³。截至2008年底,13口油井日產(chǎn)油由措施前43.9 t/d上升至最高時(shí)73.7 t/d,目前日產(chǎn)油34.5 t/d,最高日增油29.8 t/d,已累計(jì)產(chǎn)油1.5×10⁴t。

3 效果評(píng)價(jià)

3.1 水井效果評(píng)價(jià)[9]

3.1.1 調(diào)剖充分程度的判別

(1) 注水井壓力上升。3口水井調(diào)驅(qū)后與調(diào)驅(qū)前對(duì)比,注水壓力均有不同程度的提高,海8-16井從8 MPa上升至11 MPa,海8-17井從9 MPa上升至10 MPa,海23井從10 MPa上升至11.5 MPa。

(2) PI值和充滿度FD提高。對(duì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)3口注水井調(diào)剖后,井口壓降曲線的充滿度都超過0.70,說明注水井已達(dá)到充分調(diào)剖的要求。

3.1.2 注水井吸水剖面改善顯著,水驅(qū)效果提高

2007年3月16日對(duì)海8-16、海8-17注水井進(jìn)行吸水剖面測(cè)試。測(cè)試結(jié)果為:海8-16井原主吸層12號(hào)層相對(duì)吸水量由59.8%下降至8.2%,13號(hào)層調(diào)驅(qū)前吸水為34.3%,調(diào)驅(qū)后吸水為91.8%;海8-17井主吸層21號(hào)層調(diào)驅(qū)前相對(duì)吸水量為96.3%,調(diào)驅(qū)后吸水為17.1 %,10號(hào)、11號(hào)、16號(hào)、17號(hào)層原不吸水,調(diào)驅(qū)后吸水分別為24.1%、23.8%、26.3%、8.7%。

3.2 油井效果評(píng)價(jià)方法

3.2.1 水驅(qū)采收率評(píng)價(jià)

應(yīng)用水驅(qū)曲線可以描述和預(yù)測(cè)生產(chǎn)過程中的含水變化、產(chǎn)油情況、最終采收率以及可采儲(chǔ)量等。海1塊的原油黏度為82.3 mPa?s,結(jié)合海1塊調(diào)驅(qū)井組的具體情況,用乙型水驅(qū)曲線進(jìn)行最終產(chǎn)量的預(yù)測(cè),預(yù)測(cè)其最終采收率可為54.65%,對(duì)應(yīng)累計(jì)產(chǎn)油量應(yīng)為76.02×10⁴t。

3.2.2 綜合含水率評(píng)價(jià)

試驗(yàn)區(qū)3個(gè)井組試驗(yàn)前綜合含水為93.5%,開展可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)后,試驗(yàn)區(qū)采出液綜合含水明顯下降,最低為81.9%,較試驗(yàn)前含水下降了11.6%。說明調(diào)驅(qū)對(duì)井組含水上升程度起到了很好的控制作用。

3.2.3 試驗(yàn)井組開發(fā)效果明顯改善

海外河油田進(jìn)入高含水期后,產(chǎn)量按照指數(shù)遞減規(guī)律變化的,經(jīng)過調(diào)驅(qū)后開發(fā)效果得到明顯改善[10-11]。試驗(yàn)井組日產(chǎn)油量明顯增加,累計(jì)凈增油7 297 t。從圖4調(diào)驅(qū)井組累計(jì)產(chǎn)油與累計(jì)產(chǎn)液對(duì)數(shù)關(guān)系曲線看出,調(diào)驅(qū)井組措施后直線斜率比措施前變小,相同采出液下采出油量增加,水驅(qū)動(dòng)用程度與水驅(qū)采收率得到提高。

4 結(jié) 論

(1) 可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)是在最大限度地提高注入水波及系數(shù)的基礎(chǔ)上,實(shí)施有限度三次采油的提高采收率技術(shù),彌補(bǔ)了單純調(diào)剖注水和單純注驅(qū)油劑的不足。

(2) 根據(jù)海外河油田的儲(chǔ)層特性、原油物性和聯(lián)合站注入水性篩選出的調(diào)剖、驅(qū)油體系適合在油田調(diào)剖礦場(chǎng)應(yīng)用。

(3) 通過對(duì)調(diào)剖試驗(yàn)井組的調(diào)剖充分程度、水驅(qū)采收率、綜合含水率、注水利用率、水驅(qū)指數(shù)、注入倍數(shù)增長率等開發(fā)指標(biāo)的評(píng)價(jià),可預(yù)測(cè)出區(qū)塊的水驅(qū)采收率,為可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)的有效實(shí)施提供了理論依據(jù)。

(4) 海外河油田可動(dòng)凝膠+活性水調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)已見到明顯增油降水效果,為稠油油田高含水開發(fā)后期提高采收率提供了技術(shù)支持。

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編輯 周丹妮