黃德勝,齊 寧,姜 慧2,曲占慶,田 雨

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院,山東青島266580;2.勝利油田 石油開發(fā)中心有限公司,山東東營257051)

在油田開發(fā)過程中生產(chǎn)井出水的問題越來越嚴重,調剖堵水作為注水開發(fā)的一項基礎工藝已廣泛應用于各大油田[1-3]。對水驅開發(fā)歷史長的高溫油藏,傳統(tǒng)的立足于改善吸水剖面的調剖技術將難以滿足油田生產(chǎn)需求。從調剖技術應用來看,單一常規(guī)調剖技術由于不能解決層間、層內矛盾而效果不理想并逐漸受到限制。深部復合調剖技術能從根本上解決層間、層內矛盾,改善水驅開發(fā)效果,提高注入水波及體積和利用率。因此從集成和協(xié)同效應思路出發(fā),開展深部復合調剖技術來滿足高溫油藏后期開發(fā)的需要。

1 復合調剖技術機理

目前,國內外應用最廣泛的深部調剖技術是交聯(lián)聚合物弱凝膠調驅,但因多不抗鹽、耐溫性不強,無法滿足深井高溫油藏的調剖需要[4-8]。為此,筆者提出了“封竄調遠”的高溫油藏深部復合調剖模式:竄堵即選用凝膠或預交聯(lián)體膨顆粒堵劑先期預處理,堵塞近井地帶的大孔道和高滲通道,從而使近井地帶更加充滿,再利用微球實現(xiàn)深部調剖,達到“分級、逐級、深部”調剖目的,改善地下流場分布,堵、調結合,最大限度地擴大波及體積和波及程度,實現(xiàn)提高高含水條件下采收率的目的。

由于調剖劑封堵機理、封堵強度的不同,在封竄調遠中,不同的注入次序就會產(chǎn)生不同的封堵效果。分散體顆粒和連續(xù)相高溫可動凝膠是較好的近井封堵劑,分散相聚合物微球是理想的深部調剖劑。本文按照不同的注入次序和注入強度,選用不同粒徑的堵劑,采用室內實驗的方法比較其提高采收率增值的幅度,以便對高溫油藏調剖工藝的優(yōu)化設計提供指導。

2 預交聯(lián)水膨體顆粒和聚合物微球組合

所研制的預交聯(lián)水膨體顆粒在水中具有相當高的膨脹性和柔韌性,在地層孔隙中通過“變形爬行、卸水、破壞式”3種形式通過孔隙喉道,不斷向地層深部運移,對剩余油產(chǎn)生驅替作用[9-10]。聚合物微球就是一種新型的單液法深部調剖劑,由納米級凝膠球或微米級凝膠球分散在水中配成。這些凝膠球易進入高滲透層,通過膨脹、補集等作用,在高滲透層的孔喉位置滯留、堵塞起調剖作用。當?shù)貙訅毫σ蚓酆衔镂⑶蚍舛赂邼B透層而升高時,又可在地層中移動產(chǎn)生驅油效果。

2.1 實驗材料與儀器

實驗儀器:活塞式計量泵、真空泵、手壓泵、恒溫箱、填砂管、壓力表。

實驗流程如圖1所示。

圖1 實驗流程Fig.1 Experimental flow chart

2.2 實驗步驟

(1)實驗用非均質填砂管長為120 cm、直徑為25 mm,非均質性如圖2所示。其中區(qū)域一為低滲區(qū),由粒徑80～120目的細砂填充,區(qū)域二為高滲區(qū),直徑13.75 mm,由粒徑60～80目的粗砂填充;

圖2 填砂管模型Fig.2 Unconsolidated sand pack

(2)將填砂管抽真空飽和地層水后,測定其孔隙度和水測滲透率,油驅至束縛水飽和度,老化24 d后水驅至含水率98%,計算水驅采收率;

(3)先注入一種堵劑溶液接著注另一種堵劑溶液,在設定溫度下候凝或溶脹;

(4)繼續(xù)水驅至含水率至98%,計算原油的最終采收率及提高采收率的程度。

2.3 實驗結果及分析

2.3.1 預交聯(lián)水膨體顆粒和聚合物微球注入次序不同對封堵效果的影響 第一組實驗將填砂管模型飽和水、飽和油,水驅油后先注入0.1 PV微球溶液再注入0.1 PV預交聯(lián)水膨體顆粒溶液,候凝5 d,水驅至含水95%,測原油采收率。第二組實驗填砂管模型水驅油后先注0.1 PV預交聯(lián)水膨體顆粒再注入0.1 PV微球溶液,候凝5 d,水驅至含水95%,測原油采收率。實驗結果如表1所示。

表1 預交聯(lián)水膨體顆粒和微球注入次序不同時的封堵效果Tab.1 Plugging effects under different injection order of pre-crosslinked swellable particles and microspheres

兩組實驗結果對比可知,實驗一先注微球、后注預交聯(lián)水膨體顆粒,采收率提高了19.5%,實驗二先注預交聯(lián)水膨體顆粒溶液、后注微球溶液,采收率提高了33.6%,實驗二比實驗一水驅采收率提高了14.1%。分析原因認為:預交聯(lián)水膨體顆粒能吸水膨脹,膨脹后的半徑遠大于微球的半徑,所以先注入的預交聯(lián)水膨體顆粒能運移至地層深處吸水膨脹,可對高滲透帶進行有效封堵[11-12]。后續(xù)注入的微球封堵能力較差,但兩者聯(lián)合可以起到較大范圍的有效封堵作用,因此后續(xù)注入水的波及體積大,最終采收率高;如果先注微球,由于微球顆粒小,易變型,封堵能力很差,可能被注入水沖走,有效封堵區(qū)域基本是后續(xù)注入的預交聯(lián)水膨體顆粒所控制的區(qū)域,因此封堵范圍小,后續(xù)注入水波及體積小,最終采收率低。

在農(nóng)田水利工程當中，合理的運用農(nóng)田水利技術可以有效的保證農(nóng)田效益的穩(wěn)步增長。隨著農(nóng)業(yè)的不斷進步與發(fā)展，農(nóng)田產(chǎn)業(yè)不斷向大面積、大規(guī)模的趨勢發(fā)展，灌溉技術是農(nóng)業(yè)發(fā)展的有效途徑。在節(jié)約降耗的理念下，涌現(xiàn)出了節(jié)水灌溉技術，它可高效的節(jié)約水資源，對提升農(nóng)業(yè)水利工程的經(jīng)濟效益做出了巨大的貢獻。與此同時，也充分體現(xiàn)了農(nóng)田產(chǎn)業(yè)中的水資源節(jié)約理念，實現(xiàn)了生產(chǎn)與技術之間的共同進步與發(fā)展[1]。

2.3.2 調剖劑注入量優(yōu)化 受到調剖劑成本、調剖效果風險等因素影響,并不是注入的堵劑越多越好,需對調剖劑的注入量進行研究,即對注入段塞的大小進行優(yōu)化。

堵劑的注入方式為先注預交聯(lián)水膨體顆粒后注微球,采用不同劑量組合,充分膨脹5 d后測定水驅采收率,實驗步驟同上,實驗結果如表2所示。

表2 注入堵劑用量與采收率增值關系Tab.2 Increment of recovery efficiency under different usage of plugging agent

由表2可以看出,隨注入調剖劑總PV數(shù)的增加,最終采收率增加,從0.1 PV增加到0.25 PV,采收率增加了6.3%。通過以上實驗得出如下結論:

(1)預交聯(lián)水膨體顆粒+微球組合具有較高的波及體積,原因是粒徑大、強度較高的預交聯(lián)水膨體顆粒的運移阻力使后續(xù)的微球繞行;

(2)預交聯(lián)水膨體顆粒+微球組合,非均質地層采收率可提高20%以上,且隨著調剖劑注入倍數(shù)增加,最終采收率增加。

3 高溫可動凝膠與聚合物微球組合

高溫可動凝膠具有良好的熱穩(wěn)定性和抗剪切性能且強度適中,能隨注入水推向地層深處,具有較好的動態(tài)波及效果和孔道封堵作用[13-14]。室內研究高溫可動凝膠與微球組合的調剖效果,采用并聯(lián)巖心模擬基質為高低滲的非均質油藏調剖,實驗分只注聚合物微球段塞和高溫可動凝膠與聚合物微球段塞同時注入兩種情況。

3.1 實驗步驟

(1)將填砂管(表3)抽真空4 h后飽和地層水,測定孔隙度和水測滲透率;

(2)以0.2 mL/min速度飽和原油,計算原始含油飽和度;

(3)以1 mL/min的注入速度注入水驅替并聯(lián)巖心至含水98%,計算水驅采收率;

(4)注入1 PV微球,并聯(lián)水驅至含水98%,計算微球提高采收率值;

(5)重復步驟(1)—(3),注入0.3 PV高溫可動凝膠+0.7 PV微球驅替至含水98%,計算高溫可動凝膠與微球組合采收率的提高值。

表3 填砂管巖心參數(shù)Tab.3 Sandpack core parameters

3.2 實驗結果

聚合物微球提高采收率曲線見圖3,0～0.9PV為水驅,采收率為26.8%,0.9～1.9PV注入聚合物微球,采收率為37.6%,1.9PV～4.0PV為水驅,采收率為53.6%,采收率提高了26.8%。

圖3 聚合物微球提高采收率曲線Fig.3 EOR curves of polymer microsphere

高溫可動凝膠+微球提高采收率曲線見圖4,0～0.9 PV為水驅,采收率為34.4%,然后注入0.3 PV高溫可動凝膠+0.7 PV微球后,采收率為59.30%,1.9 PV～4.0 PV為水驅,采收率為63.4%,采收率提高了29.0%。

圖4 高溫可動凝膠+微球提高采收率曲線Fig.4 EOR curves of“high-temperature movable gel+microsphere”

由表4可知,水驅后注入不同堵劑均起到了提高采收率的效果。高溫可動凝膠+微球組合比單獨使用微球的封堵效果好,前者較后者最終采收率提高了9.8%。分析原因認為,注入高溫可動凝膠+微球組合體系后,高溫可動凝膠優(yōu)先進入高滲巖心并封堵大孔道,聚合物微球主要進入低滲巖心中,啟動低滲透率巖心的原油,達到深部調剖和驅油的雙重目的。

表4 微球/高溫可動凝膠+微球提高采收率對比Tab.4 Comparison of EOR of microsphere with“high-temperature movable gel+microsphere”

4 高溫可動凝膠不同強度組合

堵劑按強度由大到小依次是近井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、遠井地帶堵劑,對于連續(xù)相的高溫可動凝膠,由于配方不同,可分為成凍時間不同的強、弱凝膠[15]。利用可視化模擬裝置將強度不同的兩種高溫可動凝膠分別按強、弱及弱、強的順序注入非均質的可視化模型中(圖5、圖6),測定封堵后采收率的增加值[16]。

圖5 先高后低強度堵劑水驅油效果模擬Fig.5 Water flooding effect under injecting low-intensity(high-temperature movable gel)plugging agent after injecting high-intensity plugging agent

圖6 先低后高強度堵劑水驅油效果模擬Fig.6 Water flooding effect under injecting high-intensity(high-temperature movable gel)plugging agent after injecting low-intensity plugging agent

注入順序:模型飽和水—飽和油—水驅—注入0.015 PV高(低)強度堵劑—注入0.01 PV低(高)強度堵劑及過頂替液—停留24 h—水驅,觀察水驅油的效果。

在飽和油—水驅—注堵劑—水驅過程中,模型中水驅采收率結果如表5所示。

由實驗結果知,注入調剖劑后采收率都有明顯提高;先弱后強凝膠組合提高采收率的效果好,主要原因是:高溫可動凝膠在巖石表面吸附性較強,強凝膠成膠后在巖石中流動困難,優(yōu)先進入大孔道,并對地層產(chǎn)生一定的封堵作用,弱凝膠隨注入水的推動繼續(xù)向前運移,起到了深部調剖的作用,因此可以獲得較高的波及體積和采收率;先強后弱凝膠組合提高采收率稍低,由于前面強凝膠的封堵作用,后面的弱凝膠不能向前移動,故采收率不會有較大幅度的提高[17]。

表5 高溫可動凝膠不同注入次序實驗結果Tab.5 EOR results under different injection sequence of high-temperature movable gel plugging agent

5 結論

(1)先注預交聯(lián)水膨體顆粒后注聚合物微球組合具有較高的波及體積,非均質地層采收率能提高20%以上。

(2)高溫可動凝膠+聚合物微球組合中的高溫可動凝膠優(yōu)先進入高滲透層并封堵大孔道,聚合物微球主要進入低滲層,啟動低滲透率層的原油,實現(xiàn)深部調剖驅油的雙重目的。

(3)根據(jù)高溫可動凝膠不同強度組合實驗結果,高溫可動凝膠注入強度按照先弱后強的順序所取得的調驅效果較好。

[1]韓大匡.深度開發(fā)高含水油田提高采收率問題的探討[J].石油勘探與開發(fā),1995,22(5):47-55.HAN Da-kuang.An approach to deep development of high water-cut oil fields to improve oil recovery[J].Petroleum Exploration and Development,1995,22(5):47-55.

[2]白寶君,劉翔鸚,李宇鄉(xiāng).我國油田化學堵水調剖技術新進展[J].石油鉆采工藝,1998,20(3):64-68.BAI Bao-jun,LIU Xiang-ying,LI Yu-xiang.Advance in profile control through chemical water shutoff in Chinese oil fields[J].Oil Drilling ＆ Production Technology,1998,20(3):64-68.

[3]Smith J E.Performance of 18 Polymers in Aluminium Citrate Colloidal Dispersion Gels[C].SPE 28989,1995.

[4]陳鐵龍,周曉俊,趙秀娟,等.弱凝膠在多孔介質中的微觀驅替機理[J].石油學報,2005,26(5):74-77.CHEN Tie-long,ZHOU Xiao-jun,ZHAO Xiu-juan,et al.Microscopic displacement mechanism of weak gel flowing in porous media[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(5):74-77.

[5]李宇鄉(xiāng),唐孝芬,劉雙成.我國油田化學堵水調剖劑的開發(fā)與應用現(xiàn)狀[J].油田化學,1995,12(1):88-94.LI Yu-xiang,TANG Xiao-fen,LIU Shuang-cheng.Developments and uses of chemical agents for water blockage an injection profile modification in China[J].Oilfield Chemistry,1995,12(1):88-94.

[6]熊春明,唐孝芬.國內外堵水調剖技術最新進展及發(fā)展趨勢[J].石油勘探與開發(fā),2007,34(1):83-88.XIONG Chun-ming,TANG Xiao-fen.Technologies of water shut-off and profile control:An overview[J].Petroleum Exploration and Development,2007,34(1):83-88.

[7]Zitha P L J,Vermolen F J.Modification of Two Phase Flow Properties by Adsorbed Polymers and Gels[C].SPE 54737,1999.

[8]Yuan S Y,Han D.Numerical Simulation Study on Weak Gel Fluids Diversion[C].SPE 64291,2000.

[9]賀廣慶,李長春,呂茂森,等.無機有機復合凝膠顆粒調剖劑的研制及礦場應用[J].油田化學,2006,23(4):334-337.HE Guang-qing,LI Chang-chun,LV Mao-sen,et al.Preparation and field use of inorganic/organic complex absorbent particles as reservoir permeability adjusting agent[J].Oilfield Chemistry,2006,23(4):334-337.

[10]馬麗梅,劉鳳珍.薩南開發(fā)區(qū)預交聯(lián)體膨顆粒深度調剖效果分析[J].大慶石油地質與開發(fā),2004,23(4):66-67.MA Li-mei,LIU Feng-zhen.Depth profile control for pregelatinized cubical expansion granule in Sanan area[J].Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing,2004,23(4):66-67.

[11]石志成,盧祥國.預交聯(lián)體膨聚合物調剖驅油機理及效果評價[J].大慶石油學院學報,2007,31(3):28-31.SHI Zhi-cheng,LU Xiang-guo.Profile modification mechanism and enhanced oil recovery of pre-crosslinked polymer flooding[J].Daqing Petroleum Institute,2007,31(3):28-31.

[12]李娟,朱維耀,龍運前,等.納微米聚合物微球的水化膨脹封堵性能[J].大慶石油學院學報,2007,36(3):52-57.LI Juan,ZHU Wei-yao,LONG Yun-qian,et al.Hydration expansion and plugging properties of nano/micron-sized polymer particles in porous media[J].Daqing Petroleum Institute,2007,36(3):52-57.

[13]饒鵬,王健,蒲春生.尕斯油田E31油藏復合深部調剖技術應用實踐[J].油田化學,2011,28(4):391-394.RAO Peng,WANG Jian,PU Chun-sheng.Application of the compound in-depth profile modification in gasi oilfield E31reservoir[J].Oilfield Chemistry,2011,28(4):391-394.

[14]葉銀珠,吳行才,王正波.可動凝膠體系發(fā)展現(xiàn)狀及調驅機理分析[J].石油地質與工程,2010,24(3):73-75.YE Yin-zhu,WU Xing-cai,WANG Zheng-bo.Development of movable gel system and mechanism analysis[J].Petroleum Geology and Engineering,2010,24(3):73-75.

[15]朱平.復合交聯(lián)聚合物凝膠調剖體系在楊家壩油田楊10-3井組的應用[J].油氣地質與采收率,2007,14(5):95-98.ZHU Ping.Application of profile modification system of the compound cross-linked polymer gel in Yang 10-3 well group of Yangjiaba Oilfield[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2007,14(5):95-98.

[16]賈忠偉,楊清彥,蘭玉波.水驅油微觀物理模擬實驗研究[J].大慶石油地質與開發(fā),2002,21(1):46-49.JIA Zhong-wei,YANG Qing-yan,LAN Yu-bo.Experimental study on the process of water-oil displacement with the micro-model[J].Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing,2002,21(1):46-49.

[17]陳鐵龍,周曉俊,唐伏平,等.弱凝膠調驅提高采收率技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,2006:1-159.CHEN Tie-long,ZHOU Xiao-jun,TANG Fu-ping,et al.Weak Gel EOR Technology[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2006:1-159.