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    驅(qū)替壓力調(diào)控劑在靖安油田盤古梁低滲透油藏深部調(diào)驅(qū)中的應(yīng)用

    2022-07-20 08:03:00溫鴻濱張生魁陳佳偉饒?zhí)炖?/span>宋岱峰朱衛(wèi)娜徐鹿敏
    關(guān)鍵詞:水驅(qū)含水采收率

    溫鴻濱,羅 軍,張生魁,張 復(fù),陳佳偉,饒?zhí)炖?,宋岱峰,朱衛(wèi)娜,徐鹿敏

    (1.山東石大油田技術(shù)服務(wù)股份有限公司,山東 東營 257000;2.中國石油長慶油田分公司 第三采油廠,陜西 延安 717500;3.中國石油長慶油田分公司 第十二采油廠,陜西 西安 710000)

    隨著勘探開發(fā)程度的不斷提高,老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的難度越來越大,開發(fā)動用低滲、特低滲油藏成為我國陸上石油工業(yè)增儲上產(chǎn)的必由之路。靖安油田盤古梁區(qū)在構(gòu)造上位于陜北斜坡中部,為一平緩的西傾單斜、在單斜背景上發(fā)育由差異壓實作用形成的多組向的鼻狀隆起構(gòu)造,與所處部位的生、儲、蓋相匹配,形成良好的圈閉,對油氣藏的形成起到一定的控制作用。從20世紀90年代中期投入開發(fā)以來,油藏逐步從低含水期進入中高含水期。盤古梁長6油藏從采出程度與累計水油比數(shù)值看,油藏?zé)o水采油期長,為14年左右,水驅(qū)開發(fā)效果好,水驅(qū)效率較高;但水驅(qū)前緣突破后,受微裂縫發(fā)育影響,縫網(wǎng)復(fù)雜,井區(qū)平面矛盾和注采矛盾更加突出,平面和單井水淹差異較大,井組之間水淹程度也不相同,表現(xiàn)為含水上升速度快,產(chǎn)油量遞減大,產(chǎn)能損失嚴重,裂縫性見水問題嚴重,調(diào)剖措施效果逐年逐次變差,注采調(diào)控難度大。因此,采取深部調(diào)驅(qū)、封堵主流線,動用非主流線(改流線、重塑流場)是控制含水上升的關(guān)鍵,通過調(diào)驅(qū)進一步擴大波及系數(shù),達到提高采收率,改善開發(fā)效果的目的。在現(xiàn)有比較適合低滲透油藏的各種深部調(diào)剖技術(shù)中[1-4],如交聯(lián)聚合物凍膠、堵水用復(fù)合顆粒堵劑[5]存在注入困難或成膠影響因素敏感、聚合物微球[6-11]封堵強度弱等缺點,依據(jù)油藏特點,優(yōu)選驅(qū)替壓力調(diào)控劑為深部調(diào)驅(qū)用劑。該劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強度分散體,能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度,尺寸可控,分散性能好,可使用油田污水進行配制,為油田中后期開發(fā)開拓新的前景。

    1 試驗區(qū)基本情況

    1.1 試驗區(qū)油藏物性

    1.2 試驗井組開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

    盤古梁試驗井區(qū)(圖1)5個井組(P55-*2、P55-*4、P55-*6、新P57-*4、P57-*6)含油面積為1.751 km2,地質(zhì)儲量為130.14×104t,平均油層厚度為10.44 m,平均孔隙度為12.8%,平均滲透率為1.77×10-3μm2,井組采出程度為16.23%~40.83%,井區(qū)采出程度為24.67%。井組累計水油比為0.29~0.95,井區(qū)累計水油比為 0.48。井組注入倍數(shù)為0.35~0.55,井區(qū)注入倍數(shù)為0.45。井網(wǎng)完善程度較高,井區(qū)有油井31口,目前開井25口,關(guān)井6口。井網(wǎng)不完善1個(55-*2)。從深度判斷注采對應(yīng)較好,僅P57-*7、P58-*61兩口井對應(yīng)不好。從含水分布圖看,平面和單井水淹差異較大,井組之間水淹程度也不相同。55-*2、55-*4、57-*4等井組水淹較為嚴重,注入水推進方向以東北—西南為主。

    圖1 盤古梁試驗井區(qū)井位

    2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)作用機制

    低滲、特低滲油藏一般為孔隙和裂縫雙重介質(zhì),人工裂縫與天然裂縫形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)。人工裂縫作為主裂縫,是注水和采油的主要通道。天然微裂縫分多級,相互溝通交錯。注入水會沿著不同級別裂縫竄流,需要采用不同強度的調(diào)控劑。當(dāng)顆粒直徑>孔喉直徑,擠壓變形在多孔介質(zhì)中發(fā)生運移;當(dāng)顆粒直徑<孔喉直徑,顆粒通過架橋、吸附、滯留、黏連作用,在多孔介質(zhì)或裂縫中實現(xiàn)封堵。驅(qū)替壓力調(diào)控劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強度凍膠分散體,尺寸可控,分散性能好;注入油層后(圖2),在多孔介質(zhì)或裂縫中實現(xiàn)封堵,能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度,從而改變局部流場,擴大波及體積,驅(qū)動更多的剩余油,從而提高開發(fā)效果。

    圖2 裂縫性油藏深部封堵及調(diào)驅(qū)機制

    3 驅(qū)替壓力調(diào)控劑室內(nèi)性能評價

    驅(qū)替壓力調(diào)控劑采用熱沉淀聚合方法制備,利用不同結(jié)構(gòu)的噴淋裝置,將含有各單體的分散相,噴灑到一定溫度和攪拌速度下的分散介質(zhì)中,分別進行反相聚合,形成微米級不同粒徑的調(diào)控劑系列產(chǎn)品,能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度。

    3.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑性能表征

    室內(nèi)共研究合成了Ⅰ型和Ⅱ型兩種微米級驅(qū)替壓力調(diào)控劑。外觀均為軸外相棕黃色懸浮液。

    3.1.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑粒徑評價

    采用百特粒度儀進行測試,實驗結(jié)果表明(圖3),Ⅰ型調(diào)控劑的粒徑為3~30 μm、粒徑中值(D50)約為5.0 μm;Ⅱ型調(diào)控劑的粒徑為30~300 μm,粒徑中值(D50)約為150.0 μm;根據(jù)高滲條帶孔喉、微裂縫和動態(tài)裂縫的寬度制備相應(yīng)的驅(qū)替壓力調(diào)控劑。

    圖3 微米級調(diào)控劑的粒徑測試

    3.1.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑強度測試

    將調(diào)控劑的材料制作成拉伸及壓縮試驗測試樣品,采用拉壓力試驗機進行測試(表1)。實驗結(jié)果表明:單體含量較高時,調(diào)控劑的抗拉強度可達0.9 MPa;抗壓彈性模量為0.05 MPa。

    表1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑拉壓實驗及拉壓彈性模量

    3.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑物模性能評價

    3.2.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑粒徑與儲層孔隙匹配關(guān)系

    基于深部調(diào)驅(qū)體系調(diào)控劑的調(diào)控機理,在體系的篩選評價過程中,重點對調(diào)控劑的使用質(zhì)量濃度與儲層的孔喉關(guān)系進行室內(nèi)評價研究,從而優(yōu)選出最佳的體系質(zhì)量濃度。

    室內(nèi)選用Ⅰ型調(diào)控劑(粒徑為3~30 μm),采用不同的質(zhì)量濃度開展Ⅰ型調(diào)控劑與儲層孔隙匹配關(guān)系,質(zhì)量濃度為1 000~5 000 mg/L。由實驗結(jié)果可知(圖4),Ⅰ型調(diào)控劑1 000 mg/L適用于1~3 μm孔喉,2 000 mg/L適用于3~20 μm孔喉,3 000 mg/L適用于15~45 μm孔喉,5 000 mg/L適用于45~75 μm孔喉。隨著Ⅰ型調(diào)控劑使用質(zhì)量濃度的增加,有效架橋封堵的幾率也增加,可以封堵更大的孔喉。

    圖4 納米級調(diào)控劑與孔隙匹配

    3.2.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑注入性、封堵性實驗

    調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系的注入性和封堵性直接關(guān)系到整個技術(shù)應(yīng)用的成敗,所以需要對所篩選的調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系的注入性能和封堵性能進行評價。

    (1)實驗條件。實驗用油、水及劑為目標油藏脫水原油、油藏注入水和微米級Ⅱ型調(diào)控劑。實驗用巖心模型為填充砂管(滲透率為1 200×10-3μm2),填砂管長為 50 cm,直徑為2.54 cm。實驗溫度為目標油藏地層溫度,60 ℃。注入速度為2.0 mL/min。注入量為1.0 PV。

    (2)實驗結(jié)果。結(jié)合油藏條件,開展室內(nèi)深部調(diào)驅(qū)調(diào)控劑體系的注入性和封堵性能評價實驗,首先對巖心飽和水,測定水相滲透率;然后對巖心進行老化后,開展水驅(qū)實驗,驅(qū)替至巖心注入壓力穩(wěn)定后,轉(zhuǎn)調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系,觀察注入壓力的變化。從實驗結(jié)果可知(圖5~6):隨調(diào)控劑體系質(zhì)量濃度的增加,調(diào)控劑注入壓力增幅和后續(xù)水驅(qū)注入壓力增幅不斷提升;隨著調(diào)控劑體系質(zhì)量濃度的增加,調(diào)控劑封堵率不斷增加;低質(zhì)量濃度運移性好,高質(zhì)量濃度封堵能力強,現(xiàn)場根據(jù)注入壓力上升幅度,在1 500~5 000 mg/L之間進行質(zhì)量濃度選擇。

    圖5 調(diào)控劑質(zhì)量濃度與注入壓力增加幅度關(guān)系

    圖6 調(diào)控劑質(zhì)量濃度與封堵率關(guān)系

    3.2.3 驅(qū)替壓力調(diào)控劑雙管驅(qū)油實驗

    儲層的非均質(zhì)性對驅(qū)油效果具有直接的影響。結(jié)合儲層非均質(zhì)性,開展室內(nèi)的雙管驅(qū)油評價實驗,實驗條件、實驗步驟以及實驗結(jié)果如下。

    (1)實驗條件。填砂管長為50 cm,直徑為2.54 cm。巖心滲透率為(1 200×10-3μm2/580×10-3μm2),極差約為2。地層脫水原油;注入速度為1 mL/min。調(diào)控劑體系質(zhì)量質(zhì)量濃度為3 000 mg/L。

    (2)實驗步驟及結(jié)果?;谏鲜龅膶嶒灹鞒碳皩嶒炑b置,按照實驗方案設(shè)計要求,開展調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系雙管驅(qū)油實驗,實驗過程中,結(jié)合油藏條件,首先測定巖心飽和水的水相滲透率;然后測定巖心飽和油的含油飽和度,在此基礎(chǔ)上對飽和油后的巖心進行老化24 h,最后開展水驅(qū)實驗,驅(qū)替至巖心出口含水98%后,轉(zhuǎn)注調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系,驅(qū)替調(diào)控劑體系0.6 PV(0.3 PVⅠ型調(diào)控劑+0.3 PVⅡ型調(diào)控劑),轉(zhuǎn)注水驅(qū)至巖心出口含水98%。實驗過程中觀察注入壓力的變化以及巖心出口產(chǎn)出水、產(chǎn)出油的量,計算采收率、含水率及注入壓力變化。實驗結(jié)果(圖7):水驅(qū)高滲水驅(qū)采收率為57.35%,低滲采收率為2.06%,總采收率為29.7%。后期注入0.6 PV調(diào)控劑體系,高滲采收率為67.43%,提高采收率10.1%,低滲采收率為11.89%,提高采收率 9.83%;轉(zhuǎn)后水驅(qū),高滲和低滲采收率基本沒有變化,其最終采收率為40.02%。

    圖7 驅(qū)替壓力調(diào)控劑雙管驅(qū)油實驗

    4 現(xiàn)場試驗及結(jié)果

    4.1 試驗井區(qū)深部調(diào)控工藝

    (1)深部調(diào)控思路。盤古梁區(qū)長6層提出注入不同粒徑、不同強度的驅(qū)替壓力調(diào)控劑,在多孔介質(zhì)或裂縫中實現(xiàn)封堵,能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度;先注入較小粒徑的Ⅰ型調(diào)控劑,封堵強度適中,注入性好,利于深部調(diào)驅(qū);再注入較大粒徑Ⅱ型調(diào)控劑,封堵能力強,更利于進一步提高有效驅(qū)替壓力。該深部調(diào)控工藝改變深部局部流場,擴大深部波及體積,重建深部驅(qū)替壓力梯度,驅(qū)動更多的深部剩余油。

    (2)深部調(diào)驅(qū)范圍。注水地層的“深部”是由注水地層的壓降梯度分布曲線決定的。具體到各個區(qū)塊,“深部” 所指具體距離不同需要根據(jù)計算確定。通過油水井動態(tài)資料,采用現(xiàn)代滲流理論為基礎(chǔ),用解析法和數(shù)值模型迭代法,計算油水井間的驅(qū)替壓力梯度分布。從壓力梯度分布曲線看,井距60 m以上曲線變緩為遠井地帶,壓力梯度小于0.1 MPa/m,60 m以上可達到深部目的,因此建議堵劑放置位置到60 m。

    (3)堵劑選擇及用量。堵劑的選擇主要受地層溫度和注入水礦化度的影響。地層溫度為60 ℃,地層水礦化度為86 260 mg/L。在此溫度和礦化度條件下,適合的堵劑為驅(qū)替壓力調(diào)控劑。Ⅰ型調(diào)控劑初始粒徑(D50)為3~30 μm,Ⅱ型調(diào)控劑初始粒徑(D50)為30~300 μm。室內(nèi)物模實驗研究表明,充分調(diào)剖后調(diào)驅(qū)劑用量在0.01~0.03倍孔隙體積投入產(chǎn)出比最高。試驗設(shè)計調(diào)驅(qū)井 5口,實際按設(shè)計正常施工井 5口。區(qū)塊動用孔隙體積233.41×104m3,5口注水井調(diào)驅(qū)用量26 409 m3,占井區(qū)動用孔隙體積的0.012 PV(表2)。在注入過程中,根據(jù)壓力變化及動態(tài)響應(yīng),及時調(diào)整藥劑質(zhì)量濃度。

    表2 試驗井設(shè)計調(diào)控劑用量表

    4.2 現(xiàn)場試驗

    試驗區(qū)正常施工井5口井,采用在線注入方式施工,第一段塞注入Ⅰ型驅(qū)替壓力調(diào)控劑,注入?yún)?shù)為1 000 mg/L;第二段塞注入Ⅱ型調(diào)驅(qū)劑,注入?yún)?shù)為2 000~3 000 mg/L。第一段塞Ⅰ型調(diào)驅(qū)劑注入壓力先降后升;第二段塞Ⅱ型調(diào)驅(qū)劑注入壓力持續(xù)上升,注入后期單井P57-*4井注水壓力高,停止注入,井組整體壓力上升幅度較好(圖8)。

    圖8 盤古梁長6層驅(qū)替壓力調(diào)控劑井組水井壓力變化曲線

    采出端對比正常遞減情況,第一段塞使用低質(zhì)量濃度小粒徑調(diào)控劑降遞減控含水效果好,第二段塞使用高質(zhì)量濃度大粒徑調(diào)控劑效果變差,但是從整體注入前后對比,遞減、含水上升幅度明顯減小。調(diào)剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa,提高了0.7 MPa;井組含水從64.7%下降到63.4%,含水率平均下降1.3%;月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%,上升幅度減小了1.92%;通延緩含水上升速度,提高水驅(qū)開發(fā)效果。

    5 結(jié) 論

    (1)針對盤古梁區(qū)長6層特低滲透油藏水驅(qū)前緣突破后,含水上升速度快,產(chǎn)油量遞減大,產(chǎn)能損失嚴重問題,提出注入不同粒徑、不同強度的驅(qū)替壓力調(diào)控劑,在多孔介質(zhì)或裂縫中實現(xiàn)封堵,能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度,從而改變局部流場,擴大波及體積,驅(qū)動更多剩余油的技術(shù)思路。

    (2)調(diào)控劑是丙烯酰胺單體、交聯(lián)劑反相共聚的圓球型顆粒,變形性好,封堵機理是在孔喉處吸水膨脹架橋滯留,產(chǎn)生堵塞。與常用調(diào)驅(qū)劑對比,提高共聚單體含量,測試抗拉強度為0.9 MPa、抗壓彈性模量為0.05 MPa;在保證運移性的情況下,提高其封堵能力。

    (3)現(xiàn)場試驗5井組,調(diào)剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa,提高0.7 MPa,井組含水從64.7%下降到63.4%,含水率平均下降1.3%,月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%,有效提高深部驅(qū)替壓力梯度,迫使局部液流發(fā)生轉(zhuǎn)向,驅(qū)動更多區(qū)域的剩余油,有效延緩含水上升速度,提高水驅(qū)開發(fā)效果。

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