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    中低滲稠油油藏降壓注汽技術(shù)研究與應(yīng)用

    2019-06-11 11:00:38金云英
    商情 2019年11期
    關(guān)鍵詞:流度油溶性粘劑

    金云英

    【摘要】針對陳家莊油田某區(qū)塊稠油油藏泥質(zhì)含量高,儲層強水敏性,滲透率偏低,油層單層厚度薄,注汽壓力高,開發(fā)效果較差等特點,開展降低水敏性稠油油藏注汽壓力技術(shù)研究及配套工藝技術(shù)應(yīng)用,以提高油藏開發(fā)效果。

    【關(guān)鍵詞】注汽壓力 高溫防膨劑

    陳家莊油田某區(qū)塊油層層數(shù)多,單層厚度薄,各層平均厚度在3m左右,小層分布特征各異;泥質(zhì)含量高(8%—11%),儲層具強水敏性,滲透率較低(200—600×10-3μm2),油層單層厚度薄,注汽壓力高,第一周期平均注汽壓力18.5MPa,開發(fā)效果較差的矛盾。本文通過開展降低強水敏性稠油油藏注汽壓力研究與應(yīng)用,進行儲層敏感性分析,找出該區(qū)塊注汽壓力高的原因,優(yōu)選出適合于該區(qū)塊的高溫防膨劑和油層解堵劑,配套形成儲層保護工藝技術(shù)和油層解堵工藝技術(shù),以提高該區(qū)塊的注汽質(zhì)量,改善開發(fā)效果。

    1中低滲稠油具有低滲油藏與稠油油藏的疊加特性

    中低滲透稠油油藏通常情況下,包含低滲油藏與稠油油藏疊加的特性,特點是具有啟動壓力梯度的非達西滲流,最小啟動壓力梯度與流度k/μo成冪指數(shù)關(guān)系;流度越小啟動壓力梯度越大。當(dāng)流度比k/μo小于0.1×10-3μm2/mPa.s時,隨流度比的減小,啟動壓力梯度急速增加;當(dāng)流度比k/μo大于0.21×10-3μm2/mPa.s時,最小啟動壓力梯度急速下降。

    一般情況下,在流度比k/μo大于0.21×10-3μm2/mPa·s條件下,稠油油藏可以常規(guī)開采;在滲透率大于240×10-3μm2且流度比k/μo小于0.21×10-3μm2/mPa·s條件下,稠油可以通注蒸汽實施熱采;在滲透率小于240×10-3μm2且流度比μo小于0.21×10-3μm2/mPa·s條件下,常規(guī)開發(fā)和熱采開發(fā)難度較大,一般通過采用儲層保護、化學(xué)降粘的方式配套開發(fā)。

    2高溫防膨劑優(yōu)選及濃度優(yōu)化

    通過對勝利油田目前常用的XFP、BY—A3、HMAT、NAE—2、FP—1、GW—2,LS—1防膨劑樣品進行了對比評價實驗,發(fā)現(xiàn)常溫時防膨劑經(jīng)三次水洗后鈉土體積比水洗前都有不同程度的膨脹,XFP、NAE—2耐沖刷性能最佳,F(xiàn)P—1明顯不耐水洗。后通過高溫處理300℃處理24小時后,發(fā)現(xiàn)防膨劑經(jīng)一次水洗后,鈉土體積有微小程度的膨脹,經(jīng)過三次水洗后體積比水洗前反而變小,其中以XFP、NAE—2、HMAT三種效果最好,水洗三次后防膨率均高于90%。為此,實驗考察了XFP在常溫和經(jīng)過高溫處理后的耐水洗試驗,發(fā)現(xiàn)常溫下防膨劑XFP的耐水洗性能良好,水洗六次后防膨率與水洗前相比基本沒有變化。如濃度為2%時的防膨率為93.6%,水洗六次后防膨率仍保持在同一數(shù)值,濃度為3%時的防膨率為96%,水洗六次后防膨率為95.68%。說明常溫下XFP不但防膨效果好,而且防膨劑作用時間長,防膨效果持久。通過300℃高溫處理后不同濃度XFP的水洗實驗后,表明高溫處理后XFP的耐水洗性能良好,水洗六次后仍然保持了極高的防膨率,其中濃度為1—3%時,隨著水洗次數(shù)的增加,防膨率不但不下降,反而略微增加。由此可以得出高溫時防膨劑XFP不但防膨效果好,而且防膨效果持久。

    綜合考慮防膨劑常溫、高溫時的防膨效果,以及常溫、高溫時的耐水洗實驗結(jié)果,防膨劑的合適使用濃度為1.5—3%左右。

    3高溫防膨劑注入方式與注入?yún)?shù)優(yōu)化

    綜合常溫防膨率、高溫防膨率和常溫耐水沖刷及高溫耐沖刷性能,XFP、NAE—2、HMAT防膨水洗性能相對較好,因此選取這三種防膨劑進行巖心流動實驗進一步考察其防膨效果。先通防膨劑后注蒸汽后,XFP的膨脹預(yù)防效果最高,滲透率保留率高達115.83%,處理后的滲透率比初始防膨率高,表明經(jīng)過XFP處理后,粘土不但沒有膨脹,反而有收縮的功能。前置注入防膨劑后轉(zhuǎn)200℃蒸汽驅(qū)替,滲透率保留率超過90%,可以滿足油層保護的需求。

    4降低稠油注汽啟動壓力

    利用管式模型研究單純蒸汽驅(qū)和“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”對驅(qū)替壓差的影響,實驗結(jié)果表明,單一注蒸汽的初始驅(qū)動壓差有一個上升的過程,這是因為原油粘度較高,屈服值較大,由于剛開始原油還沒被驅(qū)出,所以壓力呈上升趨勢,原油表現(xiàn)為非牛頓流體。當(dāng)蒸汽開始注入后,由于溫度升高,原油屈服值逐漸降低至零,轉(zhuǎn)變?yōu)榕nD流體,隨著驅(qū)替時間的增加,原油此時被驅(qū)出,驅(qū)替壓差下降。而油溶性降粘劑由于可以顯著降低原油的屈服值,所以開始的驅(qū)替壓差較低,轉(zhuǎn)變?yōu)榕nD流體的時間也短一些,隨著原油的驅(qū)出,“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”的驅(qū)動壓差隨時間的延長呈下降趨勢,“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”可降低注汽啟動壓力1—2MPa。這說明,在注蒸汽時注入油溶性降粘劑時,可以有效降低近井地帶原油的粘度,降低原油屈服值,有利于蒸汽在油層中的滲透和擴散。

    5提高稠油驅(qū)替效率

    利用管式模型研究蒸汽和“蒸汽+油溶性降粘劑”對驅(qū)替效率的影響,分別為250℃熱水驅(qū)和250℃熱水+溶劑驅(qū)。油溶性降粘劑可以大幅度提高熱水的驅(qū)替效率,隨著油溶性降粘劑注入量的增加,驅(qū)替效率不斷增加。當(dāng)油溶性降粘劑注入量達到熱水注入量的5.0%時,驅(qū)替效率提高35%以上。

    6注汽工藝管柱優(yōu)化

    (1)環(huán)空注N2隔熱工藝,減少注汽熱損失;(2)注汽前對地層酸洗、降粘、高溫防膨劑預(yù)處理,在注汽過程中伴注高溫防膨劑;(3)針對水平井井段長、末端蒸汽干度低、吸汽不均的問題選擇多點分配注汽管柱進行注汽,實現(xiàn)水平段均勻動用。

    7井筒熱力參數(shù)優(yōu)化計算

    應(yīng)用“注蒸汽井筒熱力參數(shù)計算軟件”對不同壓力下的井筒熱力參數(shù)進行了計算。計算條件為:垂深1200m,補償器下深800m,封隔器下深1050m,水平段長200m,注汽管柱為41/2in×31/2in隔熱油管(接箍處加隔熱襯套)。從井口蒸汽干度為70%時水平井井底蒸汽參數(shù)計算結(jié)果得知,當(dāng)注汽壓力增加時,井底壓力也增大,但由于飽和蒸汽的壓力增大時其飽和溫度也相應(yīng)的上升,這時井筒與地層間的溫差增加,因此井筒熱損失也相應(yīng)增加,井底干度下降。

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