海上稠油油藏弱凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)

潘廣明，張彩旗，劉 東，吳金濤，李 浩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

中國渤海油田稠油儲(chǔ)量豐富[1-3]。BN油田是渤海油田投入開發(fā)最早的弱水體非常規(guī)稠油油田，其地下原油黏度為413～741 mPa·s。從2008年開始，為改善油田開發(fā)效果，開展了多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，油田采油速度由天然能量開發(fā)時(shí)的0.3%升至0.6%。多元熱流體吞吐已對(duì)井周儲(chǔ)量起到較好的動(dòng)用作用[4]，但對(duì)井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度相對(duì)較低。而海上油田井距相對(duì)較大，為250～350 m，井間儲(chǔ)量相對(duì)豐富[5]。受海上平臺(tái)空間和注熱設(shè)備注入能力的限制，目前海上吞吐后轉(zhuǎn)熱驅(qū)技術(shù)存在工藝瓶頸[6]，不能照搬陸上吞吐后轉(zhuǎn)熱驅(qū)的模式[7]。為更好地動(dòng)用井間儲(chǔ)量，從2013年開始，BN油田開展了弱凝膠調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。由于地下原油黏度高，為降低水油流度比差異，2013年至2016年采用了連續(xù)注入弱凝膠的調(diào)驅(qū)模式，周邊9口生產(chǎn)井累計(jì)增油達(dá)15.8×104m3[8]，證實(shí)注入弱凝膠對(duì)非常規(guī)稠油具有較好的驅(qū)替作用。然而隨連續(xù)注入時(shí)間的延長，先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)面臨著注入能力和增油效果逐年變差等問題。為探索適用于海上非常規(guī)稠油的弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，并結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)踐，對(duì)弱凝膠注入模式進(jìn)行研究，提出了弱凝膠連續(xù)注入后轉(zhuǎn)弱凝膠(水)交替注入模式。

1 弱凝膠連續(xù)調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)采用美國TEMECO公司生產(chǎn)的化學(xué)驅(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)。該系統(tǒng)控溫精度為±0.5 ℃，氣體質(zhì)量流量控制器的控制流量為0～30 mL，回壓閥控壓為0～10 MPa，回壓閥控壓精度為0.01 MPa，數(shù)字壓力表的精度為0.01 MPa。實(shí)驗(yàn)裝置主要由驅(qū)動(dòng)系統(tǒng)、實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?、壓力測(cè)量系統(tǒng)、采出液收集系統(tǒng)及溫度控制系統(tǒng)等組成。根據(jù)BN油田儲(chǔ)層物性分布，設(shè)計(jì)了級(jí)差為5的平行雙管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)巖心為人造巖心，管長為30 cm，內(nèi)徑為2.54 cm，低滲管滲透率為1 624×10-3μm2，高滲管滲透率為8 488×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)溫度為55 ℃，與BN油田地層溫度一致。弱凝膠采用“聚+鉻”交聯(lián)體系，聚合物為大慶煉化公司生產(chǎn)的部分水解聚丙烯酰胺，相對(duì)分子質(zhì)量為1 900×104，有效含量為90%。交聯(lián)劑為有機(jī)鉻，有效含量為2.89%。實(shí)驗(yàn)用油取自BN油田地下原油，黏度為650 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水取自BN油田水源井水，礦化度為4 441.76 mg/L。

實(shí)驗(yàn)流程包括巖心抽真空、飽和地層水、獲取巖心孔隙體積、飽和模擬油、計(jì)算含油飽和度、水驅(qū)到指定含水率、連續(xù)注入弱凝膠體系以及計(jì)量整理數(shù)據(jù)。實(shí)驗(yàn)注入速度為0.2 mL/min，注入孔隙體積倍數(shù)為0.6。BN油田發(fā)育弱邊水，2013年開展弱凝膠驅(qū)時(shí)井組油井含水率為60%～90%，設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案主要包括水驅(qū)階段和弱凝膠調(diào)驅(qū)階段。調(diào)驅(qū)階段注入濃度為聚合物(3 000 mg/L)+鉻離子交聯(lián)劑(800 mg/L)，注入方式為連續(xù)注入。

圖1為雙管模型分液量變化曲線。高(低)滲管分液量是指高(低)滲管產(chǎn)液量占高、低滲管產(chǎn)液量之和的百分?jǐn)?shù)，其表征化學(xué)劑調(diào)剖封堵的效果[9]。由圖1可知：水驅(qū)階段末(A點(diǎn))高滲管分液量基本維持在90%以上，低滲管低于10%，高滲管分液量明顯高于低滲管，這是因?yàn)樵谙嗤尿?qū)替壓差下，注入水更傾向于從高滲管竄流，形成優(yōu)勢(shì)通道后，高滲管分液量越來越多，低滲管分液量越來越少；進(jìn)入調(diào)驅(qū)階段后，弱凝膠溶液優(yōu)先進(jìn)入高滲管的優(yōu)勢(shì)通道，對(duì)高滲管形成有效封堵，高滲管分液量大幅降低，低滲管分液量大幅增加(B點(diǎn))；但高滲管產(chǎn)液量不會(huì)一直降低，低滲管產(chǎn)液量不會(huì)一直增加，B點(diǎn)后高滲管分液量逐漸升高，低滲管分液量又逐漸降低(C點(diǎn))。以B點(diǎn)為界，吸液剖面發(fā)生反轉(zhuǎn)。高、低滲管阻力系數(shù)變化是其吸液比例有規(guī)律變化的主要原因[10]。阻力系數(shù)是水的流度和化學(xué)劑溶液流度的比值[11]，結(jié)合達(dá)西公式可推導(dǎo)出阻力系數(shù)的計(jì)算公式為：

圖1 雙管模型分液量變化

(1)

式中：RM為阻力系數(shù)；QW和QG分別為水驅(qū)和弱凝膠驅(qū)時(shí)的流量，mL/min；ΔpW和ΔpG分別為水驅(qū)和弱凝膠驅(qū)時(shí)模型兩端的壓差，MPa。

表1為不同時(shí)刻高(低)滲管阻力系數(shù)變化情況。由表1可知，在弱凝膠調(diào)驅(qū)后，高滲管的阻力系數(shù)先快速增加后緩慢增加，而低滲管阻力系數(shù)先緩慢增加后快速增加，阻力系數(shù)的變化特征導(dǎo)致了高、低滲管吸液比例的變化。即高滲管吸水比例先快速減小，B時(shí)刻后緩慢增加；低滲管吸液比例先快速增加，B時(shí)刻后緩慢減小，B時(shí)刻是高、低滲管剖面反轉(zhuǎn)的時(shí)機(jī)。此外，隨著連續(xù)注入時(shí)間的延長，高、低滲管的阻力系數(shù)變化特征不同，其阻力系數(shù)均增加，這也是礦場(chǎng)上連續(xù)注入弱凝膠過程中注入壓力逐年升高的原因。

表1 不同時(shí)刻高(低)滲管阻力系數(shù)變化

2 弱凝膠(水)交替調(diào)驅(qū)模式

大慶油田和勝利油田的化學(xué)驅(qū)經(jīng)驗(yàn)表明，化學(xué)劑連續(xù)注入后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，可取得明顯的增油效果[12]。勝利油田后續(xù)水驅(qū)階段的增油量比例達(dá)60%，這是由于后續(xù)水驅(qū)階段能實(shí)現(xiàn)化學(xué)劑的解吸附，降低水相黏度，提高注入能力，從而進(jìn)一步發(fā)揮化學(xué)劑的增油效果。然而非常規(guī)稠油地下原油黏度高，水油流度差異大(BN油田的水油流度比為1 300)，直接轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)易發(fā)生指進(jìn)。為提高注入能力，改善流度比，抑制水竄，針對(duì)非常規(guī)稠油油田，提出了弱凝膠(水)交替調(diào)驅(qū)模式，并開展了室內(nèi)雙管對(duì)比實(shí)驗(yàn)：方案1為連續(xù)調(diào)驅(qū)，即水驅(qū)至含水率為90%+弱凝膠一直連續(xù)調(diào)驅(qū)(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交聯(lián)劑)；方案2為交替調(diào)驅(qū)，即水驅(qū)至含水率為90%+弱凝膠連續(xù)調(diào)驅(qū)0.20倍孔隙體積(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交聯(lián)劑)+弱凝膠(水)交替調(diào)驅(qū)(注弱凝膠階段濃度同上，交替周期為0.01倍孔隙體積)。

綜合含水率變化和最終采出程度可直接表明不同驅(qū)替方式的開發(fā)效果。繪制各實(shí)驗(yàn)方案含水率與采出程度變化曲線(圖2)。由圖2可知，2組實(shí)驗(yàn)方案調(diào)驅(qū)前綜合含水率為90%時(shí)，連續(xù)調(diào)驅(qū)方案和交替調(diào)驅(qū)方案的采出程度分別為17.9%和18.0%，采出程度相差不大，這使得2組方案后續(xù)開發(fā)方式結(jié)果具有對(duì)比性。水驅(qū)后連續(xù)調(diào)驅(qū)方案在綜合含水率達(dá)到98%時(shí)，采出程度為27.2%，相比調(diào)驅(qū)前采出程度提高9.3個(gè)百分點(diǎn)。而交替方案在綜合含水率達(dá)到98%時(shí)，采出程度為29.8%，相比調(diào)驅(qū)前采出程度提高11.9個(gè)百分點(diǎn)；與連續(xù)調(diào)驅(qū)相比，交替調(diào)驅(qū)能提高采出程度2.6個(gè)百分點(diǎn)。

圖2 連續(xù)調(diào)驅(qū)與交替調(diào)驅(qū)含水率與采出程度變化

圖3為高、低滲層采出程度變化曲線。由圖3可知：2種開發(fā)方式下高滲層的采出程度相差不大；交替注入下對(duì)低滲層的開發(fā)效果更好，連續(xù)調(diào)驅(qū)低滲層采出程度為16.6%，交替調(diào)驅(qū)低滲層采出程度為22.3%，采出程度提高5.7個(gè)百分點(diǎn)。這主要是由于交替注入下，有效降低了注入相黏度，能夠?qū)ζ拭娣崔D(zhuǎn)起到一定的抑制作用，從而導(dǎo)致低滲管的分流量更高，開發(fā)效果也相應(yīng)變好。交替模式下注水階段能解吸附，進(jìn)而改善剖面反轉(zhuǎn)，降低注入壓力；注弱凝膠階段提高了注入流體相黏度，延緩指進(jìn)，從而改善油田開發(fā)效果。

圖3 連續(xù)調(diào)驅(qū)與交替調(diào)驅(qū)高、低滲層采出程度變化

3 應(yīng)用效果

BN油田位于渤海西部海域，油藏埋深為900～1 100 m，具有高孔、高滲的儲(chǔ)層物性特征。油藏沉積時(shí)屬高彎度曲流河沉積環(huán)境，泥包砂沉積特征明顯，單層厚度為5～8 m，地下原油黏度為413～741 mPa·s，儲(chǔ)層滲透率為4 000×10-3μm2。BN油田共有3口井實(shí)施弱凝膠(水)交替調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，3口井的工藝設(shè)計(jì)方案見表2。

表2 交替注入工藝設(shè)計(jì)方案

以I-20井組為例說明井組的實(shí)施效果。注入井I-20井的受效井為P43井，在交替調(diào)驅(qū)前，I-20井的注入壓力高達(dá)9 MPa，P43井的含水率為68%，日產(chǎn)油為25 m3/d；在交替調(diào)驅(qū)后，I-20井的注入壓力降至7 MPa，注入能力明顯提高，P43井含水率降至61%，日產(chǎn)油升至40 m3/d。弱凝膠由連續(xù)注入轉(zhuǎn)交替注入后，化學(xué)劑濃度未進(jìn)行調(diào)整，3口注入井的化學(xué)劑用量降低50%，注入能力提高20%。注入井周邊共有9口井取得了明顯的降水增油效果(圖4)。由圖4可知，交替注入后區(qū)塊含水率由73%降至59%，含水率下降14個(gè)百分點(diǎn)，日產(chǎn)油由321 m3/d升至470 m3/d，日產(chǎn)油提高了149 m3/d?？梢姡跄z由連續(xù)注入轉(zhuǎn)為交替注入后，區(qū)塊降水增油效果明顯。礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，連續(xù)注入轉(zhuǎn)交替注入后，有效抑制了弱凝膠驅(qū)的剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，提高了注入井的吸液能力，通過改善縱向波及能力，有效改善了對(duì)應(yīng)油井的開發(fā)效果。

圖4 2016年BN油田日產(chǎn)油和含水率變化

4 結(jié) 論

(1) 弱凝膠連續(xù)注入后剖面反轉(zhuǎn)是必然規(guī)律，高、低滲管阻力系數(shù)的變化特征不同是剖面反轉(zhuǎn)的原因。

(2) 連續(xù)注入與弱凝膠(水)交替注入對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，轉(zhuǎn)交替注入開發(fā)效果優(yōu)于繼續(xù)連續(xù)注入，交替注入下低滲層采出程度能夠提高5.7個(gè)百分點(diǎn)。交替注入下注水階段能解吸附，改善剖面反轉(zhuǎn)，降低注入壓力；注弱凝膠階段可提高注入流體相黏度，延緩指進(jìn)，改善開發(fā)效果。

(3) 3口井實(shí)施弱凝膠(水)交替調(diào)驅(qū)后，區(qū)塊含水率由73%降至59%，日產(chǎn)油由321 m3/d升至470 m3/d。實(shí)踐表明，連續(xù)注入轉(zhuǎn)交替注入對(duì)改善非常規(guī)稠油開發(fā)效果是行之有效的，可為類似稠油油田的高效開發(fā)提供借鑒。

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