渤海L油田蒸汽吞吐儲(chǔ)層防膨預(yù)處理技術(shù)研究

孫　君,孫艷萍,付云川,周文超

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司,天津 300452)

在蒸汽吞吐過(guò)程中,隨著蒸汽注入,蒸汽冷凝水進(jìn)入地層,蒸汽冷凝水的礦化度遠(yuǎn)小于地層臨界礦化度,會(huì)引起黏土膨脹,滲透率大大降低。所以有必要對(duì)該地層進(jìn)行相應(yīng)的防膨措施[1]。渤海稠油埋藏較深,A22h井為新鉆井首輪注汽,注入蒸汽壓力和溫度高(344～347 ℃),這對(duì)防膨劑的熱穩(wěn)定性和注入性能提出了更高的要求。針對(duì)L油田明化鎮(zhèn)組地質(zhì)油藏特點(diǎn)[2],通過(guò)室內(nèi)評(píng)價(jià)與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況相結(jié)合,綜合評(píng)價(jià)防膨劑的防膨性能和注入性能[3],以此為依據(jù),設(shè)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)施工方案,形成整套的熱采防膨技術(shù),并在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施。

1　油藏特征

L油田明化鎮(zhèn)組稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量為3 218×104m3。埋藏深度在1 043～1 732.7 m。儲(chǔ)層巖心分析覆壓孔隙度平均34.4 %;覆壓滲透率平均3 786.5×10-3μm2。屬于高孔高滲型儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性主要為結(jié)構(gòu)和成分成熟度中等的細(xì)—中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖,石英含量37.5%;長(zhǎng)石含量40.6%;巖屑含量21.9%。填隙物以泥質(zhì)雜基為主,含量多小于5%。X射線衍射分析顯示,儲(chǔ)層黏土礦物以伊/蒙混層為主,高嶺石、伊利石和綠泥石次之。水敏試驗(yàn)結(jié)果表明,該油層水敏指數(shù)為36.53%,水敏程度中等,臨界礦化度為5 g/L。

2　防膨體系優(yōu)選

2.1　高溫防膨體系優(yōu)選

依照組成和結(jié)構(gòu)的差異,黏土防膨劑的種類主要有無(wú)機(jī)鹽類、無(wú)機(jī)堿類、無(wú)機(jī)聚合物類、陽(yáng)離子表面活性劑類、有機(jī)陽(yáng)離子聚合物類[4]。其中無(wú)機(jī)類防膨劑對(duì)黏土的穩(wěn)定效果一般較有機(jī)類差,有效期短,耐沖刷性能差,但熱穩(wěn)定性較好;有機(jī)類防膨劑對(duì)黏土的穩(wěn)定效果好、抑制分散效果好,但成本高[5]。由于蒸汽吞吐防膨預(yù)處理措施需要在油藏溫度下注入防膨體系,24 h后再注入蒸汽,所以需要防膨體系既能在油藏溫度下具有良好的防膨性能,同時(shí)能夠在注蒸汽條件下保持性能穩(wěn)定,具有良好的防膨性能和耐沖刷性能。

收集稠油熱采油田常用的10種黏土防膨劑,在油藏溫度下采用離心法[6]進(jìn)行了黏土防膨率測(cè)定。通過(guò)油藏溫度下的防膨性能比較,優(yōu)選出防膨性能較好的5種防膨體系,測(cè)定高溫防膨率和耐水洗率[7],進(jìn)行高溫防膨性能評(píng)價(jià)和耐水洗率試驗(yàn)(表1、圖1)。

表1　防膨劑(4%)優(yōu)選

圖1　防膨劑高溫評(píng)價(jià)結(jié)果(從左至右依次為:未加防膨劑、LW-4、LW-2、LW-6、LW-1)

由表1可以看出,LW-4的常溫防膨率可達(dá)87.46%,300 ℃和350 ℃下防膨率可達(dá)94.35%和83.55%,并且在高溫老化后具有很好的耐水洗性能,耐水洗率超過(guò)98%,因此優(yōu)選出樣品LW-4開展后續(xù)試驗(yàn)。

2.2　配伍性試驗(yàn)

用L油田地層水、水源井水經(jīng)定性濾紙過(guò)濾,按不同比例配制4%的防膨劑溶液。恒溫靜置2h后,各種溶液都呈無(wú)色透明狀,無(wú)絮狀物和沉淀產(chǎn)生。防膨體系使用地層水、水源井水配液后,進(jìn)行

防膨性能試驗(yàn),高溫防膨率超過(guò)87%,仍然具有很好的高溫防膨性能(表2),說(shuō)明防膨體系與地層水、水源井水具有很好的配伍性。

由于目標(biāo)油田油井內(nèi),有洗井液殘留,所以開展防膨體系與洗井液的配伍性試驗(yàn)。將防膨劑溶液與L油田熱采現(xiàn)場(chǎng)中應(yīng)用的洗井液溶液按不同比例混合均勻,恒溫靜置2 h后,各溶液中均無(wú)沉淀產(chǎn)生,濁度無(wú)明顯升高(表3)。表明防膨體系與洗井液配伍性良好,不會(huì)與洗井液反應(yīng)造成儲(chǔ)層傷害。

表2　防膨體系與地層水、水源井水配伍后防膨性能

表3　防膨體系與洗井液配伍試驗(yàn)結(jié)果

2.3　巖心流動(dòng)試驗(yàn)

巖心流動(dòng)試驗(yàn)(流程見圖2)可以用來(lái)觀測(cè)不同入井液對(duì)地層滲透率的傷害程度。將巖心1裝入流動(dòng)試驗(yàn)裝置中,在油藏溫度下,向巖心注入經(jīng)0.45 μm濾膜過(guò)濾處理的模擬鹽水,待壓力穩(wěn)定后,注2Vp(Vp為孔隙體積)濃度為4 %的黏土防膨劑溶液,再改注200 ℃蒸餾水。選滲透率相近的另一塊巖心2,重復(fù),注模擬鹽水后,直接改注200 ℃蒸餾水。試驗(yàn)過(guò)程中需要觀測(cè)并記錄注入壓力的變化。

圖2　巖心流動(dòng)試驗(yàn)流程

通過(guò)巖心流動(dòng)試驗(yàn)(圖3)結(jié)果可知,在不進(jìn)行防膨處理的情況下,轉(zhuǎn)注蒸餾水后,系統(tǒng)壓力逐漸升高,說(shuō)明巖心內(nèi)部的黏土發(fā)生膨脹,造成儲(chǔ)層傷害,巖心滲透率逐漸降低;注入2Vp防膨體系后,再轉(zhuǎn)注蒸餾水,系統(tǒng)壓力無(wú)明顯變化,說(shuō)明防膨體系發(fā)揮作用,巖心內(nèi)黏土膨脹得到有效抑制。

圖3　防膨處理對(duì)注入壓力的影響

3　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

L油田A22h井是水平井,水平段長(zhǎng)度為300 m,水平段裸眼尺寸為21.59 cm,平均孔隙度為34.4 %。A22h井于2013年12月22日完成高溫防膨施工,從施工過(guò)程中防膨劑注入壓力變化(表4)看,注入壓力從初始的0 MPa上升至4.8 MPa,壓力上升幅度較小。悶井24 h后,開始注入蒸汽。通過(guò)注汽壓力和溫度曲線(圖4),注汽過(guò)程壓力平穩(wěn),未出現(xiàn)黏土膨脹導(dǎo)致的壓力升高、注入困難等問(wèn)題,注汽過(guò)程順利完成。至2015年10月9日,A22h井累積產(chǎn)油14 840 m3,現(xiàn)場(chǎng)未出現(xiàn)出砂狀況。

表4　A22h井防膨預(yù)處理工藝設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)施工情況

圖4　現(xiàn)場(chǎng)蒸汽注入壓力溫度

4　結(jié)　論

(1)L油田地層水敏程度中等,臨界礦化度為5 g/L,注入低礦化度高溫蒸汽時(shí),會(huì)對(duì)地層的滲透性產(chǎn)生傷害,因此有必要在蒸汽吞吐注汽前對(duì)地層進(jìn)行防膨預(yù)處理。

(2)經(jīng)過(guò)室內(nèi)篩選及性能評(píng)價(jià),LW-4高溫防膨劑具有良好的防膨性能,與L油田地層流體和洗井液配伍性良好,在高溫條件下防膨率高、耐沖刷性好,能夠有效抑制巖心內(nèi)黏土的膨脹。

(3)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行防膨試驗(yàn),施工壓力穩(wěn)定,施工后蒸汽注入正常,可以滿足L油田蒸汽吞吐采油的需要,保障蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)正常進(jìn)行。