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        渤海P油田層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)

        2020-06-17 07:51:52鄭玉飛徐景亮
        石油鉆探技術(shù) 2020年2期
        關(guān)鍵詞:體系

        鄭玉飛, 李 翔, 徐景亮, 于 萌

        (中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300459)

        渤海P油田位于渤海中南部海域,由多個(gè)斷塊組合而成,在縱橫向上具有多套油水系統(tǒng),屬于典型的疏松砂巖稠油油藏,以陸相河流相、三角洲相沉積為主,平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。該油田采用大段防砂、強(qiáng)注強(qiáng)采的開發(fā)模式,水驅(qū)開發(fā)效率低,目前油田綜合含水率已達(dá)83.1%,但采出程度僅15.1%;另外,由于注入水水質(zhì)差、注水強(qiáng)度高,致使注水井無機(jī)堵塞嚴(yán)重,注水壓力長(zhǎng)期居高不下,難以滿足配注要求[1]。

        為解決該問題,經(jīng)廣泛調(diào)研發(fā)現(xiàn),層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)無需天然氣源、注入工藝簡(jiǎn)單,能夠很好地克服常規(guī)CO2驅(qū)的局限性,得到國(guó)內(nèi)外學(xué)者的廣泛關(guān)注,并開展了相關(guān)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)[2-6]。1999 年,Kh. Kh. Gumersky 等人[7]最先發(fā)現(xiàn)碳酸(氫)鹽在地層條件下能夠與酸發(fā)生反應(yīng)生成大量的CO2,并于2000-2004年在Novo-Pokursky油田開展了礦場(chǎng)驅(qū)油試驗(yàn),3個(gè)月累計(jì)增油量超過2 700 t;2010 年,B. J. B. Shiau 等人[8]系統(tǒng)研究了可在儲(chǔ)層自發(fā)生成CO2的氨基甲酸銨和氨基甲酸甲酯等化學(xué)藥劑及其調(diào)驅(qū)機(jī)理。國(guó)內(nèi)也相繼開展了層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)研究和先導(dǎo)性試驗(yàn),鄧建華等人[9]依據(jù)層內(nèi)生成CO2的機(jī)理研制了KD-79單液生CO2體系和KD-79雙液生CO2體系,驅(qū)替試驗(yàn)表明,這2種體系都可以起到調(diào)剖、驅(qū)油的作用;趙仁保等人[10]利用填砂管進(jìn)行了層內(nèi)自生CO2的試驗(yàn)研究,結(jié)果表明向生CO2體系中添加起泡劑可有效控制CO2氣體在高滲管中的竄流;2008年3月開始,河南油田魏崗和江河井區(qū)的9口井實(shí)施了層內(nèi)生CO2深部解堵增注措施,措施后平均注入壓力為3.64 MPa,累計(jì)增注量 61 179 m3,有效期長(zhǎng)達(dá) 322 d[11];2016年,李文軒等人[12]通過室內(nèi)試驗(yàn)篩選出以鹽酸和小蘇打?yàn)橹鲃┑膶觾?nèi)自生CO2解堵體系,礦場(chǎng)試驗(yàn)表明,該體系具有優(yōu)良的的暫堵分流能力和增油效果。

        筆者針對(duì)渤海P油田的儲(chǔ)層特征及開發(fā)特點(diǎn),提出采用集調(diào)剖、驅(qū)油、增注于一體的層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù),然后通過室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)選了適用于渤海P油田的生CO2體系及配套的泡沫體系,并將其規(guī)?;瘧?yīng)用于現(xiàn)場(chǎng),取得了良好的調(diào)整注水井吸水剖面、降壓增注和穩(wěn)油控水效果,為渤海P油田的高效開發(fā)提供了技術(shù)手段。

        1 層內(nèi)生成 CO2 調(diào)驅(qū)基本原理

        層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)通過向目的層分段塞交替注入生氣劑和釋氣劑,2種藥劑在油層內(nèi)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)放熱并釋放出CO2氣體,與注入的發(fā)泡體系共同作用于油層。該技術(shù)在保留常規(guī)CO2驅(qū)優(yōu)點(diǎn)的同時(shí)克服了其缺點(diǎn),能夠同時(shí)實(shí)現(xiàn)近井調(diào)剖、解堵和遠(yuǎn)井驅(qū)油的功能,其具體作用原理如下:

        1)解堵作用。生氣劑和釋氣劑反應(yīng)放熱可解除有機(jī)堵塞,起降壓增注作用。

        2)調(diào)剖作用。生成的CO2與發(fā)泡體系作用形成CO2泡沫,并與添加的穩(wěn)定劑配合,可以封堵高滲層,改善水驅(qū)效果。

        3)驅(qū)油作用。CO2溶于原油,使原油體積膨脹,原油黏度和油水界面張力降低。

        4)降黏作用。生氣劑與釋氣劑發(fā)生化學(xué)反應(yīng)放出的熱量可以降低原油的黏度。

        2 層內(nèi)生成 CO2 調(diào)驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)

        針對(duì)渤海P油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重和近井地帶污染等問題,根據(jù)調(diào)剖、解堵和驅(qū)油一體化的思路,進(jìn)行層內(nèi)生氣調(diào)剖關(guān)鍵技術(shù)研究,主要進(jìn)行了生氣體系優(yōu)選、泡沫體系篩選和穩(wěn)定劑優(yōu)選。

        2.1 生氣體系優(yōu)選

        利用化學(xué)反應(yīng)釜考察了生氣劑和釋氣劑對(duì)生氣量和生氣速率的影響,以獲得最優(yōu)生氣體系。層內(nèi)生氣試驗(yàn)裝置如圖1所示。

        圖 1 層內(nèi)生氣試驗(yàn)裝置Fig.1 Experimental device of in-situ CO2

        分別選用相同濃度的生氣劑A,B和C與釋氣劑D,E和F,預(yù)先將生氣劑A,B和C溶液置于圖1中的廣口燒瓶中,然后用酸式滴定管加入相同濃度的釋氣劑D,E和F,考察其生氣量和生氣效率,60 ℃下的生氣效果見表1。

        從表1可以看出,生氣劑A,B和C與釋氣劑D反應(yīng)的生氣量最大,生氣效率最高,生氣量在280 mL左右,生氣效率均達(dá)到96.0%以上??紤]經(jīng)濟(jì)性和穩(wěn)定性,選擇生氣劑A+釋氣劑D的生氣體系。

        2.2 泡沫體系篩選

        2.2.1 發(fā)泡劑篩選

        在100 mL模擬地層水中分別加入不同量的發(fā)泡劑,配制成發(fā)泡劑溶液,采用Waring Blender法考察其發(fā)泡體積和析液半衰期,結(jié)果如圖2、圖3所示。

        表 1 不同生氣體系的生氣效果(60 ℃)Table 1 Statistics of system components and gas generation effects (60℃)

        圖 2 不同發(fā)泡劑在不同加量下的發(fā)泡體積Fig.2 Changes of foaming volume with the concentration of different foaming agents

        圖 3 不同發(fā)泡劑在不同加量下的析液半衰期Fig.3 Changes of half-life time with the concentration of different foaming agents

        從圖2和圖3可以看出,發(fā)泡劑加量較小時(shí),不同發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和析液半衰期均隨著加量增加而增加;但發(fā)泡劑加量過大時(shí),其發(fā)泡體積和析液半衰期反而略有下降。這是因?yàn)榘l(fā)泡劑加量增加到一定程度時(shí),其分子在氣液表面排列的無序度增加,致密度降低,造成泡沫液膜強(qiáng)度減弱,穩(wěn)定性隨之降低。從圖2和圖3還可以看出:發(fā)泡劑2~5不僅發(fā)泡體積大,且泡沫的穩(wěn)定性好,因此選取發(fā)泡劑2~5進(jìn)行復(fù)配,進(jìn)行下一步篩選。2.2.2 發(fā)泡劑復(fù)配篩選

        發(fā)泡劑加量控制在0.3%,將發(fā)泡劑2~5分別以2∶1和1∶2的比例進(jìn)行復(fù)配,考察復(fù)配后的發(fā)泡性能,結(jié)果如圖4所示(圖4中,發(fā)泡體系1為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑3按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系2為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑3按1∶2復(fù)配;發(fā)泡體系3為發(fā)泡劑2和起泡劑4按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系4為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑4按1∶2復(fù)配;發(fā)泡體系5為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系6為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5按1∶2復(fù)配;發(fā)泡體系7為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑4按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系8為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑4按1∶2復(fù)配;發(fā)泡體系9為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑5按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系10為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑5按1∶2復(fù)配;發(fā)泡體系11為發(fā)泡劑4和發(fā)泡劑5按2∶1復(fù)配;發(fā)泡體系12為發(fā)泡劑4和發(fā)泡劑5按1∶2復(fù)配)。從圖4可以看出,發(fā)泡體系5(發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5以2∶1的比例復(fù)配)的發(fā)泡體積為740 mL,析液半衰期達(dá)219 s,表現(xiàn)出優(yōu)良的協(xié)同效應(yīng)。因此,選0.2%發(fā)泡劑2+0.1%發(fā)泡劑5作為發(fā)泡體系。

        2.3 穩(wěn)定劑的篩選

        為保證泡沫在滲流過程中能封堵優(yōu)勢(shì)滲流通道,需要加入穩(wěn)定劑。利用滲透率 2 000~10 000 mD的填砂模型進(jìn)行流動(dòng)試驗(yàn),考察泡沫加入不同穩(wěn)定劑后對(duì)不同滲透率滲流通道的封堵能力,結(jié)果如圖5所示。從圖5可以看出,泡沫加入穩(wěn)定劑1對(duì)高滲滲流通道的封堵率基本保持在90%左右,封堵性能最好;泡沫加入穩(wěn)定劑2對(duì)低滲滲流通道的封堵性較好,但由于其溶解性好,易被沖刷,封堵率隨滲透率升高下降很快,穩(wěn)定性較差;泡沫加入穩(wěn)定劑3和穩(wěn)定劑4的封堵性能比加入穩(wěn)定劑1差,但比加入穩(wěn)定劑2強(qiáng)。綜上所述,選用穩(wěn)定劑1。

        3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

        渤海P油田先后進(jìn)行了5批次15井組的層內(nèi)生成 CO2調(diào)驅(qū)作業(yè),累計(jì)注入調(diào)剖劑 15 423 m3,措施后累計(jì)增注量 69 986 m3,累計(jì)增油量達(dá) 33 413 m3,措施成功率100%,取得了顯著的調(diào)剖、降壓增注和穩(wěn)油控水效果。下面以渤海P油田B1注采井組為例介紹該技術(shù)的具體應(yīng)用情況。

        根據(jù)渤海P油田B1注采井組的地質(zhì)油藏特征,利用室內(nèi)優(yōu)選的生氣體系和發(fā)泡體系,進(jìn)行層內(nèi)生成CO2方案設(shè)計(jì),以降低該井組注水井的注入壓力,增加注水量的同時(shí)提高驅(qū)油效率,提高油井產(chǎn)油量。具體步驟為:

        1)根據(jù)注水井和生產(chǎn)井的井距、注水層有效厚度、油層孔隙度等油藏資料,利用層內(nèi)生成CO2數(shù)學(xué)模型,計(jì)算出措施井注入藥劑的量。

        2)根據(jù)井組的具體情況確定藥劑的段塞組合,以確保藥劑在地層中能充分混合反應(yīng)。B1注采井組注水井B1井的注入段塞組合如表2所示。

        3)按照設(shè)計(jì)在鉆井液池中配制藥劑溶液,分別使用鉆井泵和酸化泵以油管正注的方式將生氣劑、釋氣劑和穩(wěn)定劑籠統(tǒng)注入目的層位,作業(yè)方式為不動(dòng)管柱作業(yè),施工周期短,作業(yè)成本低。

        4)注入過程中根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)地層吸水測(cè)試結(jié)果不斷優(yōu)化藥劑注入排量。前期控制注入速度,使藥劑優(yōu)先進(jìn)入高滲層進(jìn)行封堵;后期適當(dāng)提高注入速度,啟動(dòng)低滲層。

        表3為B1注采井組注水井B1井應(yīng)用層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)前后吸水剖面測(cè)試結(jié)果。由表3可知,應(yīng)用層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)后,強(qiáng)吸水層的吸水能力降低,弱吸水層的吸水能力增強(qiáng),如吸水能力較弱的第4小層的吸水量占比大幅提高(從5%增至73%),而主力吸水層第3小層的吸水量占比顯著減?。◤?9%降至13%),表明層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)取得了良好的調(diào)剖效果。

        應(yīng)用層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)后,注水井B1井的視吸水指數(shù)提高了24.6%,累計(jì)增注量達(dá)20 721 m3。與注水井B1井對(duì)應(yīng)的8口受效生產(chǎn)井累計(jì)凈增油量 2 430 m3,考慮遞減后的增油量 4 724 m3,平均有效期長(zhǎng)達(dá)5個(gè)月。

        圖 4 不同發(fā)泡體系的發(fā)泡體積和半衰期Fig.4 Foam volume and half-life of different foaming systems

        圖 5 泡沫加入不同穩(wěn)定劑后的封堵性能Fig. 5 Comparison of plugging performance of plugging systems with different stabilizers

        表 2 B1井層內(nèi)生成CO2注入段塞組合Table 2 Slug formation form in-situ CO2 generation in Well B1

        表 3 層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)應(yīng)用前后注水井B1井吸水剖面測(cè)試結(jié)果Table 3 Comparison of water absorption profile in Well B1 before and after measurement of in-situ CO2 generation

        4 結(jié) 論

        1)針對(duì)渤海P油田注水開發(fā)存在的問題,采用了集調(diào)剖、驅(qū)油和增注于一體的層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù),通過室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)選出了層內(nèi)生成CO2體系配方:生氣劑A+釋氣劑D構(gòu)成生氣體系,0.2%起泡劑2+0.1%發(fā)泡劑5+穩(wěn)定劑1構(gòu)成發(fā)泡體系。

        2)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明,層內(nèi)生成CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)可以解決渤海P油田注水開發(fā)存在的問題,建議在該油田推廣應(yīng)用。

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