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        GW高溫調(diào)剖劑技術(shù)應用研究

        2015-08-20 01:53:14汪小平潘衛(wèi)國白文海
        精細石油化工進展 2015年6期
        關(guān)鍵詞:調(diào)剖劑蒸汽驅(qū)水驅(qū)

        顧 宏,汪小平,潘衛(wèi)國,白文海,齊 鵬

        (1.遼河油田金馬油田開發(fā)公司,遼寧盤錦 124010;2.丹諾(北京)石油技術(shù)服務有限公司,北京 100015)

        稠油油田吞吐開發(fā)后期采用蒸汽驅(qū)開發(fā),由于儲層的非均質(zhì)性、油汽水密度、黏度的差異造成蒸汽超覆、指進、汽竄及層內(nèi)層間受效不均等矛盾,直接影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果[1-3]。例如黑帝廟油田蒸汽驅(qū)3個井組中12口對應油井存在汽竄跡象,正常生產(chǎn)時12口油井產(chǎn)油96.0 t/d,含水率77.5%,井口溫度48.3℃;出現(xiàn)汽竄跡象后,產(chǎn)油為 26.3 t/d,影響產(chǎn)量 69.7 t,含水率上升13.8%,井口溫度平均上升7.7℃。針對蒸汽驅(qū)生產(chǎn)中對應油井汽竄問題,主要采用高溫調(diào)剖技術(shù)來解決,從調(diào)剖機理上主要分為固體顆粒類調(diào)剖、高溫凝膠類調(diào)剖、高溫泡沫類調(diào)剖。凝膠類調(diào)剖劑中聚合物高于90℃后降解嚴重,限制了其在熱采過程中的應用;無機顆粒類高溫調(diào)剖劑耐高溫,但只能在近井地帶進行封堵;高溫泡沫類調(diào)剖劑封堵有效期短,大孔道封堵效果差。隨著稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)時間增長,地層非均質(zhì)性越來越嚴重,單一調(diào)剖體系存在作用時間短、作用效果有限的問題[2,4-5]。對此,我們開展 GW 高溫調(diào)剖劑研究,解決調(diào)剖劑體系耐溫性能、封堵性能、調(diào)剖有效期和封堵半徑。

        1 GW高溫調(diào)剖劑

        GW調(diào)剖劑由無機復合堵劑組成,配制成懸浮液(長×寬×高)注入地層,通過復合堵劑的選擇性進入大孔道,在一定時間固化,并與地層膠結(jié),從而達到調(diào)剖封竄目的。

        復合堵劑主劑為粉末狀無機材料,不溶于水,平均粒徑為15 μm;通過增黏劑、穩(wěn)定劑在水中的懸浮作用使?jié){體成為穩(wěn)定的懸浮液,為假塑性流體,具有良好的泵送效果;進入地層后靜態(tài)黏度提高,有利于封堵,且通過促凝劑和緩凝劑的作用,能有效調(diào)節(jié)其凝固時間,達到有效封堵目的層作用。調(diào)堵液中所有組分均參加化學反應,水也是其中重要的反應物,最終以結(jié)晶水形式存在于固化體中,因而固化后體積不會因失水而收縮,最終產(chǎn)物為硅酸鹽物質(zhì),該物質(zhì)結(jié)晶強度高、膠結(jié)緊密。

        GW 調(diào)剖劑基本性能:密度 1.19~1.20 g/cm3,可泵送時間12 h保持液態(tài)(60℃),固化時間20 h轉(zhuǎn)變?yōu)楣腆w(65℃),穩(wěn)定性3 h上下密度差為0.01 g/cm3,固化后耐溫350℃。

        2 實驗

        2.1 實驗條件

        實驗用油為大慶油田原油,65℃下黏度為9.8 mPa·s。實驗用水為大慶油田清水和污水,其離子組成見表1。封堵實驗用水為清水,雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗用水為污水。

        表1 大慶油田水質(zhì)分析

        實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心,幾何尺寸(長 ×寬 ×高)為15 cm ×4.5 cm ×4.5 cm,為了模擬地層中大孔道形成情況,沿巖心長度方向鉆孔,孔深分別為3,6,9 cm,孔徑分別為0.8,16.0,25.0 mm,填充石英砂,粒徑為35~40目。

        驅(qū)替實驗設備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。

        實驗溫度:雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗為65℃,其他實驗為常溫。

        2.2 抗壓強度測定方法

        將GW調(diào)剖劑倒入固化模具中,抹上黃油密封,放入65℃恒溫水浴中養(yǎng)護一定時間,打開模具,取出固化體,保持2個端面平整,放在試驗機上部支承塊下面中心位置,下壓1 cm時壓力為其抗壓強度,計算公式如下:

        式中,P為試樣抗壓強度,N/cm2;F為試樣下壓1 cm時載荷,N;A為試樣截面積,cm2。

        2.3 封堵實驗

        分別測定鉆孔前后、填砂前后巖心水相滲透率,將鉆孔和未鉆孔巖心并聯(lián),注入GW調(diào)剖液,將巖心在實驗條件下放置24 h,水驅(qū)至注入壓力穩(wěn)定,計算滲透率和封堵率。

        2.4 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗

        分別測定鉆孔前、填砂后巖心水相滲透率;巖心飽和油,計算含油飽和度;鉆孔和未鉆孔巖心并聯(lián)組成模型,水驅(qū)至含水率98%;將鉆孔巖心注入GW調(diào)堵液;將鉆孔巖心在實驗條件下放置24 h;由鉆孔巖心和未鉆孔巖心并聯(lián)組成模型,水驅(qū)至含水率98%,計算采收率和分流率。上述實驗水驅(qū)過程注入速度為0.6 mL/min。

        2.5 耐高溫性能實驗

        配制GW調(diào)剖液,注入1.0 PV GW調(diào)剖液,在120℃下養(yǎng)護48 h,注入2.0 PV清水測定巖心滲透率,將巖心放入高溫高壓鋼瓶中,在300℃恒溫箱中加熱7 d,注入2.0 PV清水測定水相滲透率,計算封堵率。

        3 結(jié)果與討論

        3.1 養(yǎng)護時間對抗壓強度的影響

        配制GW調(diào)剖液,養(yǎng)護溫度65℃,稠化時間35 h,考察養(yǎng)護時間對其抗壓強度的影響,結(jié)果見表2。隨著養(yǎng)護時間延長,抗壓強度增加,從而提高其封堵能力和有效性。

        表2 養(yǎng)護時間對抗壓強度的影響

        3.2 封堵試驗結(jié)果

        封堵試驗結(jié)果見表3。對于單塊巖心,鉆孔巖心封堵率高于未鉆孔巖心的;對于鉆孔巖心,隨著孔長度增加,封堵率增加;孔長度相同條件下,隨著孔徑增加,封堵率增加。對于并聯(lián)巖心物理模型,當鉆孔巖心尺寸為φ25 mm ×9 cm時,候凝24 h,封堵率可達78.1%,表現(xiàn)出較強的封堵能力。

        由于調(diào)堵液中顆粒不溶于水,且平均粒徑為15 μm,因此,調(diào)堵液的主劑粒徑使其具有自主選擇進入大孔道的特性[3,6]。

        表3 封堵試驗結(jié)果

        3.3 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結(jié)果

        巖心孔尺寸為φ16 mm×9 cm,雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結(jié)果見表4。

        從表4看出,水驅(qū)結(jié)束注調(diào)堵液后,模型各小層采收率呈現(xiàn)不同程度增加,其中未鉆孔巖心采收率增幅較大,鉆孔巖心采收率增幅較小。與水驅(qū)采收率比較,調(diào)驅(qū)采收率年均增幅18.2%,表現(xiàn)出較好的調(diào)剖效果。

        表4 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結(jié)果

        在水驅(qū)階段,隨著注入量增加,高滲透層分流率增加,低滲透層降低。在注入調(diào)剖液后續(xù)水驅(qū)階段,隨著注入量增加,高滲透層分流率先減小后增大,低滲透層分流率先增大后減小。在后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時,與水驅(qū)結(jié)束時比較,高滲層分流率從99.0%降至79.6%,表現(xiàn)出了較強的液流轉(zhuǎn)向能力。

        雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系見圖1。在水驅(qū)階段,注入壓力逐漸降低,含水率和采收率快速上升。注入調(diào)堵液后續(xù)水驅(qū)階段,注入壓力升高后降低,含水率降低后升高,采收率明顯升高。與水驅(qū)階段相比較,注入調(diào)堵液后注入壓力升幅、含水率降幅和采收率增幅較大,表現(xiàn)了較強的封堵能力。

        圖1 含水率、采收率和注入壓力與注入量的關(guān)系

        3.4 耐高溫性能

        采用40目填砂管進行耐高溫封堵實驗,結(jié)果見表5。

        表5 300℃加溫后巖心封堵率

        從表5看出,高溫后封堵率平均在90%以上,說明耐高溫調(diào)堵劑固結(jié)體經(jīng)高溫高壓后,封堵率完全能滿足稠油熱采高溫調(diào)堵的要求。

        4 現(xiàn)場試驗效果

        2013年在黑帝廟油田蒸汽驅(qū)對應生產(chǎn)井上實施高溫調(diào)剖5口井,5口汽竄井封堵前汽竄嚴重,井口出液溫度最高達90℃,封堵后溫度大幅下降,平均單井降溫33℃,說明對汽竄通道封堵效果好。封堵汽竄通道,使油井近井地帶汽驅(qū)方向改變、擴大了蒸汽驅(qū)油面積,使鄰井得到注汽能量補充。供液能力提高,產(chǎn)油增加、含水率下降。緩解了平面矛盾。措施后增油957.3 t,10口間接受效井增油 1 171.9 t,累計增油 2 129.2 t,至2014年10月底,投入產(chǎn)出比1∶4.3。

        其中M25井于2013年11月1日進行高溫調(diào)剖試驗,以封堵竄流通道,降低油井水含水率,提高縱向動用程度。施工壓力上升3.5 MPa,竄流通道得到有效封堵。頂替液處理范圍0~3 m,可保持近井地帶壓降曲線不受影響。注汽壓力上升3.4 MPa,油層動用程度提高。本周期生產(chǎn)119 d,累計產(chǎn)油量203 t,產(chǎn)水量2 590 m3,周期最高產(chǎn)油 4.6 t/d,含水率 87.4% ,階段增油 154 t。

        5 結(jié)論

        1)GW高溫調(diào)剖劑具有良好的懸浮性、耐溫性和封堵強度,可以實現(xiàn)地層深部調(diào)堵。

        2)GW高溫調(diào)剖劑平均粒徑為15 μm,不能進入孔喉小于15μm的普通油層,可實現(xiàn)對大孔道有效封堵。

        3)現(xiàn)場試驗表明,GW高溫調(diào)剖措施后,平均有效期達1 a以上,對比其他高溫調(diào)剖體系具有明顯優(yōu)勢。

        [1]高博.汽驅(qū)動態(tài)調(diào)控技術(shù)及在齊40塊井組中的應用[J].石油地質(zhì)與工程,2010,24(1):84 -90.

        [2]趙修太,付敏杰,王增寶,等.稠油熱采調(diào)堵體系研究進展綜述[J].特種油氣藏,2013,20(4):1 -4.

        [3]宋春紅,趙長喜,吳荷香,等.泌淺10斷塊蒸汽驅(qū)整體調(diào)剖堵竄技術(shù)應用研究[J].石油地質(zhì)與工程,2010,24(1):101-103.

        [4]劉清華,裴海華,王洋,等.高溫調(diào)剖劑研究進展[J].油田化學,2013,30(1):145 -149.

        [5]佟爽,劉永建.蒸汽熱力采油中抗高溫調(diào)剖堵劑的應用與展望[J].中外能源,2012,17(1):47 -50.

        [6]潘赳奔,欒林明,張國榮,等.稠油注汽井用高溫調(diào)剖封竄劑的研制與應用[J].精細石油化工進展,2003,4(4):15-17.

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