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        杏南油田注聚井堵塞原因及解堵劑配方研究

        2016-11-03 09:21:29曹廣勝李春成王婷婷王桂龍張先強(qiáng)
        關(guān)鍵詞:巖心水樣滲透率

        曹廣勝, 李春成, 王婷婷, 王桂龍, 張先強(qiáng)

        (東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,黑龍江 大慶 163318)

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        杏南油田注聚井堵塞原因及解堵劑配方研究

        曹廣勝, 李春成, 王婷婷, 王桂龍, 張先強(qiáng)

        (東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,黑龍江 大慶 163318)

        針對杏南油田注聚井堵塞情況日益嚴(yán)重、注入壓力升高及注聚效果變差的現(xiàn)狀,采用杏南油田某區(qū)塊聚合物及水樣,進(jìn)行了模擬現(xiàn)場注聚和堵塞的室內(nèi)實(shí)驗(yàn),得出了注聚井堵塞原因。結(jié)果表明,聚合物及機(jī)械雜質(zhì)是造成儲層孔隙堵塞的主要因素,且儲層滲透率越低堵塞情況越嚴(yán)重。針對堵塞原因進(jìn)行了解堵劑配方的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究,最終確定出A、B和C 3種藥劑組合而成的多元降解劑,在優(yōu)化每種藥劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、注入排量和注入順序的基礎(chǔ)上,該解堵劑配方可使儲層解堵率達(dá)到102.41%~124.77%。

        聚合物;注聚井;注入壓力;堵塞;解堵劑

        聚合物是三次采油中重要的化學(xué)用劑,廣泛應(yīng)用于各油田的開發(fā)過程中, 并取得了顯著的增油效果[1]。在聚合物投入工業(yè)化應(yīng)用的同時(shí),發(fā)現(xiàn)措施井會產(chǎn)生不同程度的堵塞現(xiàn)象,注入壓力不斷升高,甚至已經(jīng)接近或達(dá)到油層破裂壓力,影響油田的正常生產(chǎn)[2-5]。針對注聚井堵塞問題,很多專家學(xué)者已進(jìn)行了相關(guān)研究,確定了堵塞原因并給出了解堵方案[6-12]。針對杏南油田注聚實(shí)際,通過模擬水驅(qū)注水、模擬注聚過程,依據(jù)巖心模擬堵塞實(shí)驗(yàn),明確注聚井堵塞原因;針對堵塞原因,利用堵塞物溶蝕實(shí)驗(yàn)、巖心解堵模擬實(shí)驗(yàn),研究注聚井解堵藥劑配方、解堵工藝和施工參數(shù)。

        1 模擬注聚實(shí)驗(yàn)

        采用杏南油田某區(qū)塊聚合物及水樣,進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究,模擬現(xiàn)場注聚及堵塞過程,分析注入壓力變化規(guī)律以及注聚后滲透率變化,得出注聚井堵塞原因。

        1.1實(shí)驗(yàn)設(shè)備及材料

        實(shí)驗(yàn)設(shè)備:高溫高壓巖心驅(qū)替裝置(南通華興石油儀器有限公司生產(chǎn)),Brookfield DV-Ⅲ ULTRA 黏度儀(美國Brookfield公司),JB200-SⅡ數(shù)顯恒速強(qiáng)力電動攪拌機(jī)。

        實(shí)驗(yàn)材料:人造巖心(圓柱)、礦化度為8 167 mg/L的模擬地層水、相對分子質(zhì)量為2 500萬和 700萬的抗鹽聚丙烯酰胺、現(xiàn)場取得的清水和污水。

        1.2實(shí)驗(yàn)步驟

        (1) 巖心氣測滲透率;

        (2) 飽和地層水,測定孔隙體積;

        (3) 飽和模擬原油;

        (4) 模擬水驅(qū),0.1 mL/min注入水;

        (5) 注入相對分子質(zhì)量為2 500萬的聚合物,質(zhì)量濃度2 000 mg/L,注入速度0.2 mL/min,注入量3.0 PV;

        (6) 注入相對分子質(zhì)量為2 500萬的聚合物,質(zhì)量濃度1 500 mg/L,注入速度0.2 mL/min,注入量1.5 PV;

        (7) 注入相對分子質(zhì)量為700萬的聚合物,質(zhì)量濃度1 000 mg/L,注入速度0.2 mL/min,注入量7.5 PV。

        實(shí)驗(yàn)過程中,記錄壓力隨PV數(shù)的變化,計(jì)算巖心滲透率的變化規(guī)律。

        1.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

        (1) 不同聚合物溶液配制方式下,不同質(zhì)量濃度聚合物溶液的黏度。

        依據(jù)現(xiàn)場要求,分別采用清配清稀、清配污稀和污配污稀的方式配制不同質(zhì)量濃度的聚合物溶液,測得聚合物溶液黏度如表1所示。

        表1 不同配制方式、不同質(zhì)量濃度聚合物溶液的黏度

        由表1可以看出,不同配置方式下相同質(zhì)量濃度的聚合物溶液黏度大小排列為:清配清稀>清配污稀>污配污稀。分析原因認(rèn)為,污水中的離子、溶解氧、懸浮物等會導(dǎo)致聚合物溶液黏度的下降。

        (2) 不同聚合物溶液配制方式下,在相同滲透率巖心中的注入結(jié)果如圖1所示。

        圖1 不同聚合物溶液配制方式下,注入壓力與注入PV數(shù)關(guān)系曲線

        Fig.1Relationship between injection pressure and PV of polymer solutions with different preparation method

        從圖1中可以看出,當(dāng)注入一種等質(zhì)量濃度的聚合物溶液時(shí),隨著注入量的增加,注入壓力不斷變大,聚合物注入變得愈加困難,當(dāng)改注低質(zhì)量濃度的聚合物溶液時(shí),注入壓力明顯的下降,說明這種段塞式注入方式可以改善注聚井聚合物注入能力。

        對比圖1中(a)、(b)和(c)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,從整體上看,相同滲透率的巖心,污配污稀的聚合物溶液注入巖心后,注入壓力上升幅度較大,說明污配污稀的聚合物溶液對巖心堵塞更嚴(yán)重。分析原因認(rèn)為,盡管污水在一定程度上會降低聚合物溶液黏度(見表1),使注入壓力降低,但是,其降低的幅度不大;污水中的雜質(zhì)是造成孔喉堵塞,導(dǎo)致注入壓力升高的重要原因。

        (3) 相同聚合物溶液配制方式下,在不同滲透率的巖心中的注入結(jié)果如圖2所示,注聚前后巖心滲透率對照表如表2所示。

        圖2 不同滲透率的巖心中注入壓力與注入PV數(shù)關(guān)系曲線

        表2 注聚前后巖心滲透率對照表

        從圖2中可以看出,相同的聚合物溶液配制方式下,采用段塞式注入方法,滲透率低的巖心注入壓力上升幅度大,由表2數(shù)據(jù)可知,低滲儲層在注聚后滲透率降低系數(shù)大,堵塞得更嚴(yán)重。

        2 水樣中固形物含量測定

        根據(jù)注聚實(shí)驗(yàn)結(jié)果,推斷得出污水中機(jī)械雜質(zhì)會堵塞孔喉,因此對水樣中固形物含量進(jìn)行測定。取一定量的水樣,用恒重后的濾紙進(jìn)行抽濾,然后將濾出物用蒸餾水沖洗干凈、烘干,用分析天平測定濾出物(固形物)質(zhì)量,計(jì)算水樣中的固形物含量。測定結(jié)果見表3。

        表3 水樣中固形物含量測定結(jié)果

        由表3可知,水樣中固形物質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.083%和0.097%,依據(jù)《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)》中的懸浮固體含量標(biāo)準(zhǔn)分級,水樣中的固形物含量標(biāo)準(zhǔn)分級低于C3級,會對儲層巖石孔道造成機(jī)械堵塞。

        3 解堵劑配方研究

        針對聚合物及機(jī)械雜質(zhì)對儲層孔隙的堵塞,開展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究,模擬巖心堵塞及解堵過程。對比不同藥劑的降黏、溶蝕機(jī)械雜質(zhì)及解堵性能,優(yōu)選性能良好的藥劑進(jìn)行復(fù)配,最終確定了A、B和C 3種藥劑組合,形成多元解堵劑。

        3.1注入藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)化

        改變多元降解劑中一種藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù),同時(shí)固定其他兩種藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù),通過解堵率變化情況確定該藥劑最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù),不同藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)化曲線如圖3所示。

        綜合考慮不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)藥劑提高解堵率的程度以及經(jīng)濟(jì)因素,最終確定A、B、C 3種藥劑的最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.6%、0.2%和0.3%。

        圖3 不同藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)化曲線

        3.2注入排量優(yōu)化

        分別對高滲和低滲兩類巖心進(jìn)行了模擬注聚、堵塞和解堵實(shí)驗(yàn),評價(jià)不同注入排量下加入多元降解劑的作用效果,結(jié)果如圖4所示。

        圖4 解堵率隨多元解堵劑注入排量變化曲線

        從圖4中可以看出,當(dāng)多元降解劑排量增加到0.2 mL/min以后,高滲透巖心解堵率增加速度變緩,而低滲透巖心解堵率顯著下降,因此,當(dāng)多元降解劑注入排量小于0.2 mL/min時(shí),解堵效果最佳。

        3.3藥劑注入順序優(yōu)化

        分別對高滲透率和低滲透率兩類巖心進(jìn)行了模擬注聚、堵塞和解堵實(shí)驗(yàn),評價(jià)不同藥劑注入順序的作用效果,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。

        圖5 藥劑不同注入順序的解堵率對比

        Fig.5Comparison of plug removal rates under different injection order of agents

        由圖5可知,采用順序ABC加藥劑的解堵效果最佳。對于該區(qū)塊滲透率相對較高的儲層,解堵率可達(dá)124.77%,而滲透率相對較低的儲層,解堵率也可達(dá)102.41%。

        4 結(jié)論

        (1) 聚合物溶液段塞式注入方式可以在一定程度上改善聚合物的注入能力,但不能避免注聚井堵塞嚴(yán)重的問題。

        (2) 聚合物及污水中的機(jī)械雜質(zhì)是造成孔喉堵塞,導(dǎo)致注入壓力升高的主要原因,且滲透率越低的儲層,堵塞程度越嚴(yán)重。

        (3) 確定了針對杏南油田儲層及流體性質(zhì)的多元解堵劑配方:A、B和C 3種藥劑組合, 其質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.6%、0.2%和0.3%,注排量為0.2 mL/min,注入順序?yàn)锳BC。該解堵劑配方可使儲層解堵率達(dá)到102.41%~124.77%。

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        (編輯宋官龍)

        Blockage Reason of Polymer Injection Wells in Xingnan Oilfield and Determination of the Plug Removal Agent Formula

        Cao Guangsheng, Li Chuncheng, Wang Tingting, Wang Guilong, Zhang Xianqiang

        (CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

        According to the problems of that the serious blockage of polymer injection wells, the high injection pressure and the bad effect of polymer injection in Xingnan oilfield, the polymer and water of a block in Xingnan oilfield was adopted to carry out the laboratory experiments on simulation of polymer flooding and plugging and then the reason of blockage was found out. The results show that the polymer and mechanical impurities are the main factors to cause the pore blockage, and the lower the permeability, the more serious the blockage. Aiming at the blockage reason, laboratory experiment study on the formula of plug removal agent was carried out. Finally the multiple plug removal agent consists of agent A, B and C was determined. On the basis of optimizing the mass fraction of each agent, the injection volume and the injection order, the broken down rate of formations can reach 102.41%~124.77% with this plugging removal agent formula.

        Polymer; Polymer injection wells; Injection pressure; Blockage; Plug removal agent

        1006-396X(2016)02-0032-05

        投稿網(wǎng)址:http://journal.lnpu.edu.cn

        2016-01-08

        2016-03-05

        黑龍江省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目“活性原油在非均質(zhì)儲層中的自適應(yīng)控水增油機(jī)理”(51574089)。

        曹廣勝(1966-),男,博士,教授,博士生導(dǎo)師,從事采油采氣化學(xué)理論與工程的研究;E-mail:caoguangsheng@nepu.edu.cn。

        TE39

        Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.007

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