LoSalTM提高采收率:油藏規(guī)模提高采收率的依據

編譯:吳永超 (中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

審校:張華珍 (中國石油經濟技術研究院)

LoSalTM提高采收率:油藏規(guī)模提高采收率的依據

編譯:吳永超 (中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

審校:張華珍 (中國石油經濟技術研究院)

從巖心驅替、單井測試和測-注-測試驗中得到的數據表明:在許多實例中,向油藏中注入低礦化度水可以大幅度提高原油采收率。根據油藏特征和礦化水組分的不同,水驅效率可以提高2%～40%。2005年,在阿拉斯加油田進行了先導試驗,生產數據和產出水化學成分的詳細分析證實了原油產量的增加,并為低礦化度水驅(LoSalTM)在井間規(guī)模的有效性提供了直接的現場證據。此外,通過單井化學示蹤測試,確認了油藏對低礦化度水注入的響應。實驗室研究揭示了LoSalTM的機理是吸附在原油組分、地下礦化水和黏土礦物表面的陽離子之間的多組分離子交換。油藏數值模擬得到了非常好的擬合結果,為預測大規(guī)模LoSalTM的結果提供了基礎。

水驅 低礦化度鹽水 提高采收率

1 引言

Yildiz和Morrow(1996)認為,注入鹽水組成的改變可以改善原油開采。此后,Tang和Morrow(1999年)進一步推進了鹽水礦化度對原油采收率影響的研究,在此之后Webb等 (2004)和McGuire等 (2005)研究了大量的LoSalTM驅油方案。這些方案包括大量的常溫和油藏條件的巖心驅替試驗 (在高溫和高壓下,使用的是活性流體)、單井示蹤測試 (SWCTT)和測-注-測試驗,結果表明,低礦化度鹽水的注入,明顯提高了原油采收率。

最近,已經證明由于低礦化水的注入,黏土礦物表面和注入鹽水之間的多級分離子交換 (MIE)促進了原油采收率的提高 (Lager等,2006年)。

原油組分吸附到儲集巖石表面,通常理解為部分儲集巖石是油濕的。這種現象發(fā)生的一個重要方式是通過黏土表面多價粒子與存在于油相 (樹脂和瀝青質)中的極性化合物結合,以及通過存在于黏土表面的大多數活動陽離子的位移,有機極性化合物直接吸附到黏土礦物表面。

低礦化度下,極性有機化合物解除吸附并被多價陽離子所代替。Lager等 (2006)的數據表明當原生礦化水里出現多價陽離子時,低礦化度水驅替可以提高原油采收率。如果原生水里不存在二價離子,只是用高礦化度鹽水驅替,或者如果低礦化度礦化水只是用來驅替第三紀低礦化度水中的原生鹽水,那么殘余油飽和度基本不變。與MIE有關的低礦化度偶電層的膨脹使得極性組分從黏土表面解吸。由于保持原油和巖石接觸的結合力減小,導致了原油采收率的提高。

圖1 黏土/原油被二價陽離子吸引

圖1說明了原油中的極性分子如何被吸引到帶負電荷的黏土表面。二價陽離子 (鈣、鎂)充當了原油中帶負電荷分子和黏土表面的負電荷之間的橋梁。由于粒子交換平衡的改變,當來自低礦化度鹽水中的二價離子與陽離子有機絡合物或其主要成分發(fā)生交換時,受束縛的原油變得可以流動,因而提高了原油采收率。

但是,這些研究結果仍然不能確定該機理在油田井間是如何發(fā)揮作用的。

2005年決定在阿拉斯加油田的一套單一液壓裝置上,由注入產出鹽水改成注入低礦化度鹽水。從機理研究和下述SWCTT成果可知,使用的低礦化度鹽水是一個接近最優(yōu)化的LoSalTM鹽水,但由于操作上的限制,這是當時唯一可用的低礦化度鹽水。這與獲得充分優(yōu)化的低礦化度鹽水相比受到一定程度的限制,然而,仍然期望大幅度提高原油采收率。預期的響應被認為是很有意義的,可以消除MIE的不確定性因素,了解低礦化度水在井間起作用的方式。

選定的試驗區(qū)位于合理的限定井區(qū)內,包括1口注入井和2口關閉的生產井。使用便攜式計量分離器精確監(jiān)測生產井 (MPL-11和MPL-07)的原油產量和含水率,每周取樣進行振動分離,分析產出水,監(jiān)測鹽水化學性質的任何改變。MPL-11井比MPL-07井距低礦化度水注入井更近,期望該井能夠首先對低礦化度水作出響應。然而,迄今為止,在MPL-11井幾乎沒有觀察到響應。下面對造成這種情況的原因進行了討論。

2 結果分析

2.1 生產數據分析

被選作低礦化度水注入的液壓裝置在此之前的生產過程中已經實施過幾個不同的提高原油采收率工藝。經過4年的自然遞減,部署了一口注水井(MPL-16A井),從而使MPL-07井的產量由400 bbl/d(1 bbl/d=0.159 m3/d)增加到1 100 bbl/d。然后,產量急劇下降,一直到2002年。在此期間,含水上升到95%。后來決定注入混相注劑 (MI)段塞。產量從200 bbl/d增加到500 bbl/ d,持續(xù)一年半的時間,含水率由 95%下降到80%。然后,產量回落至150 bbl/d。2005年5月決定注入低礦化度水。這個過程是成功的,原油產量增加至最高的320 bbl/d,之后減少到200 bbl/ d。與此同時,含水率從92%下降到87%。直至2006年5月,總產液量保持在穩(wěn)定的2 500 bbl/ d,隨后增加到3 000 bbl/d(圖2)。低礦化度注入井 (MPL-16A)的注入能力保持不變,表明沒有因為黏土膨脹或者細屑產生而引起地層損害 (圖3)。

圖2 MPL-07井生產數據

2.2 產出水化學成分分析

開始注入低礦化度鹽水之前,產出水的礦化度大約為14 000×10-6溶解固體量 (TDS) (圖4)。2005年10月,MPL-07井的產出水礦化度開始下降,而MPL-11井的產出水礦化度保持在13 000×10-6TDS以上,直到2006年5月穩(wěn)定在大約12 200× 10-6。這是由于MPL-16A和MPL-11井之間出現了封閉斷層。注入井和MPL-11之間的地震探測存在陰影區(qū)已經證實了這一點。

圖3 MPL-16A井注入指數

MPL-07井產出水的鎂離子 (Mg2+)濃度,從0.4 meq/L增加到0.75 meq/L,然后在5個月的生產期間急劇下降到低于檢測極限 (＜0.01 meq/L)。然后,在再次重返低于檢測極限濃度之前,Mg離子濃度攀升至0.5 mol/L。2007年7月以后,Mg離子濃度恢復到濃度為0.4 meq/L。鈣離子 (Ca)濃度并沒有表現出像Mg離子一樣的急劇變化。濃度在1.2 meq/L和1.7 meq/L之間波動,且非常明顯,沒有觀察到Mg所表現出的濃度急劇下降。

圖4 MPL-07井和MPL-11井產出水礦化度變化曲線

2.3 單井化學示蹤試驗

在低礦化度鹽水注入的液壓設備附近新鉆了一口井,并取芯,盡管選定模式的周圍地區(qū)沒有見到水 (高或低礦化度)。在這口井上實施了單井化學示蹤試驗,依次注入4種不同的鹽水。水序列包括建立基準線剩余油飽和度(Sor)的高礦化度鹽水、MPL-07井的產出水 (16 000×10-6TDS)、非最優(yōu)化低礦化度鹽水 (2 600×10-6TDS)和最優(yōu)化低礦化度鹽水。從該試驗推導出的剩余油飽和度見表1。

表1 單井化學示蹤劑測試結果

結果表明,高礦化度水和產出水沒有任何區(qū)別。與基準線Sor相比,非最優(yōu)化的低礦化度水的Sor減少2個飽和度單位,而最優(yōu)化鹽水的Sor則降低了10個飽和度單位。高礦化度水和產出水被用于建立一個堅實的基準線,并嘗試降低這些結果所固有的不確定性。從機理研究可以看出,由于產出水的注入,Sor沒有明顯的差異;而用非最優(yōu)化低礦化度鹽水,Sor只出現很少的下降。通過建立一個堅實的基準線,有可能證明非最優(yōu)化鹽水對Sor有真正影響,雖然影響很小,只有2%的不確定性。

3 討論

現場數據較難解釋,因為極難保持所有參數不變 (如注入量、產出量,與其他注水井可能產生干擾)。然而,由于MPL-07井產油量的增加,觀察到的水油比 (WOR)下降被認為是在產出水化學性質急劇變化的同時出現的。作者認為,這是低礦化度鹽水驅見效的明顯特征。使用Jerauld等人(2006)開發(fā)的LoSalTM商標的VIPTM模型,可以證實低礦化度鹽水注入的效果。該模型在2005年5月以前用于歷史擬合,此后被用作預測模型。應用了兩種模式:一種是注入低礦化度鹽水,另一種是只注入高礦化度鹽水 (圖5)。根據模型,Lo-SalTM效果反映在2005年11月之后開始增產原油,這與觀察到的MPL-07井WOR下降以及水化學的急劇變化相符合。

圖5 實際生產數據和模擬數據對比曲線

3.1 Mg濃度的變化

通常,水驅作為一種物理手段從油藏驅油,它也是一種保持油藏壓力的手段。因此,除由于膨脹黏土和淡水的相互作用引起的地層損害或由于鋇(存在于原生水)和硫酸 (當用海水作為注入劑時,存在于注入水中;Collins,2005)反應引起的無機物結垢之外,期望注入劑和油藏間盡可能少地發(fā)生化學反應。然而,根據水文地質學的文獻,如果與固有的原生鹽水的成分不同的水狀流體注入到含水層,礦物表面和注入鹽水之間將發(fā)生陽離子交換,而導致水化學性質的顯著變化 (Valocchi等, 1981)。為此,Appelo等 (1994)成功地描述和模擬了含水層的淡化。他們發(fā)現,由于低礦化度鹽水注入引起的鹽水層淡化的主要特征是二價陽離子(Ca2+、Mg2+)濃度迅速下降到低于注入低礦化度鹽水中二價陽離子的濃度,同時出現氯離子濃度的單調下降。在簡化條件的巖心驅替試驗中,如以前的報告 (Lager等,2006),以及MPL-07井低礦化度驅過程中的產出水,也觀察到了完全相同的情況。產出水中Mg2+的徹底清除是注入鹽水和儲層巖石強相互作用的有力證據。此外,Mg2+濃度的急劇下降證實了從Secombe等論文 (2008)進一步討論的MIE機理推斷的自動銳化前緣。非銳化前緣將導致高度分散反應,Mg2+濃度會逐漸下降,如通常在現場示蹤劑中見到的一樣。

3.2 注入指數和p H值變化

這里所描述的現場結果表明,前面引用的低礦化度水注入增加原油采收率的兩個可能機理:微粒運移和溶液p H值增加,不是非常可靠。首先,在整個低礦化度水注入過程中,注入指數保持不變。如果發(fā)生微粒運移,微粒將阻塞一些孔隙孔喉,從而導致注入能力的降低。還注意到,在低礦化度水注入之前,MPL-16A井的注入能力緩慢下降(該數據開始是0.8左右,在低礦化度水注入之前是0.6),這被認為是由于重新注入和未經過濾的產出水慢慢堵塞近井區(qū)域所致。相反,低礦化度鹽水,比產出水要清潔,沒有堵塞井筒,并且有助于穩(wěn)定注入速度。另一個有趣的結論可以從不變的注入指數得到:當注入水的溫度比地層溫度低時,通常會發(fā)生的油藏熱應力破碎就不太可能發(fā)生。這類破碎由于可能增加注入能力,所以能夠增加原油采收率。在低礦化度水注入的油藏p H值可能會發(fā)生變化,要注意到在一些早期的簡化巖心驅替試驗中,流出鹽水的p H值突然從9增加到10.5。據推測,這種增加可能會導致原油采收率的提高(McGuire等,2005)。然而,后來的巖心驅替試驗表明,低礦化度作用在酸性條件也能有效,而且試驗中p H值增加很可能是巖樣卸壓引起的試驗假象?，F場數據顯示p H值變化非常小 (圖6),當然也顯示不出p H值增加到10.5就能有效地排除p H值作用機理。

圖6 低礦化度驅過程中p H值隨時間的變化曲線

3.3 時間選擇

由于低礦化度注入水中缺少硫酸鹽,故鋇離子可以看作是一個不反應的保守示蹤劑。因此,通過監(jiān)測產出水中鋇濃度的變化,有可能估計何時已經注入了1孔隙體積 (PV)的低礦化度水。這些數據表明,開始注入13個月后,鋇的濃度已開始趨于平穩(wěn),因此假定此時已經注入1 PV水。通過反算,發(fā)現在注入大約0.3 PV的低礦化度水之后低礦化度作用開始起效 (圖7)。在油藏條件下的巖心驅替過程中,發(fā)現在第三紀模式下,在注入大約

0.4 PV的低礦化度鹽水后,實現了原油采收率的提高?？紤]到與現場數據有關的固有不確定性,低礦化度收效 (實驗)結果一致性很好,收效時間很快。

圖7 產油量與注入孔隙體積曲線

3.4 未來的發(fā)展和優(yōu)化

在現場實例中,由于低礦化度鹽水的注入引起的原油采收率增加相對較少,然而,這正是BP Sunbury實驗室期望得到的,實驗結果表明,對這個油藏來說,這種水不是最優(yōu)的。這被后來在鄰井實施的SWCTT所證實。這個試驗報道的Sor降低只有2%,而通過向該油藏注入優(yōu)化的低礦化度鹽水可以獲得的Sor下降達到10%。優(yōu)化是基于油藏的礦物成分、生產歷史,以及原生水的組成。下一步將研究注入水,配制一種最優(yōu)化鹽水,來驅替整個油藏。

4 結論

向阿拉斯加油田注入低礦化度鹽水提高采收率是成功的。關于MIE應用到井間距離的不確定性已經降低。觀察到了WOR的可測量的下降,在近12個月的生產中,原油產量翻番。同時,產出水的水化學性質發(fā)生急劇變化,遵循以前作者提出的低礦化度水驅理論和前面報道的油藏條件巖心驅替試驗預測的趨勢。盡管要經過第三次驅替,但是見效時間很快,BP內部專利低礦化度VIPTM模型很準確地預測了這一結果。低礦化度水注入大約0.3 PV以后,可以實現產油增加,并且沒有因為微粒運移而引起黏土膨脹或者孔隙堵塞等而產生不利影響。

資料來源于美國《SPE 113976》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.004

2009-04-29)