高建崇,張 楠,王 琳,盧祥國(guó),薛寶慶,李彥閱,何 欣
(1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江大慶 163318;2.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海研究院,天津塘沽 300450;3.中國(guó)石油大港油田分公司,天津,大港 300280;4.中國(guó)石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院,甘肅敦煌 736200)
渤海油田是中國(guó)最大的海上油田,在油田開發(fā)中占據(jù)重要地位[1-2]。受沉積條件的影響,LD5-2構(gòu)造為一復(fù)合斷塊,結(jié)合鄰區(qū)沉積背景綜合分析認(rèn)為,LD5-2 油田東二段主要為湖相三角洲沉積[3-4]。常規(guī)物性分析樣品統(tǒng)計(jì)表明,東二上段物性較好,孔隙度主要分布在32%~40%之間,滲透率在1000×10-3μm2以上。東二下段孔隙度主要分布在30%~36%之間,滲透率分布范圍10×10-3~1320×10-3μm2,主要集中在100×10-3~1000×10-3μm2。LD5-2 油田儲(chǔ)層分布相對(duì)較穩(wěn)定,但油水系統(tǒng)相對(duì)復(fù)雜,油氣分布主要受斷層和泥巖隔層控制,油藏屬于由多個(gè)斷塊組成、在縱向和橫向上存在多套油氣水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏[5-7]。
LD5-2 油田經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期的高強(qiáng)度水驅(qū),目前已經(jīng)進(jìn)入中高含水開發(fā)期,亟待采取進(jìn)一步提高采收率技術(shù)措施[8-10]。近年來(lái),化學(xué)驅(qū)在海上油田試驗(yàn)中取得了良好的采收效果[11-13]。而在現(xiàn)場(chǎng)施工中發(fā)現(xiàn),高強(qiáng)度的藥劑注入,使得注入井后續(xù)注入壓力過(guò)高[14-16]。分析認(rèn)為,藥劑注入過(guò)程中因注入壓力設(shè)置不當(dāng)而對(duì)低滲透層造成的污染問(wèn)題,是注入壓力過(guò)高和儲(chǔ)層間非均質(zhì)性進(jìn)一步加劇的主要原因。部分學(xué)者針對(duì)不同地層條件下化學(xué)劑的注入壓力進(jìn)行了研究,認(rèn)為啟動(dòng)壓力決定中低滲透層的污染情況。在礦場(chǎng)施工中多數(shù)根據(jù)經(jīng)驗(yàn)設(shè)計(jì)注入速率,這大大增加了地層污染的風(fēng)險(xiǎn)[17-18]。本文通過(guò)三管并聯(lián)巖心模型,采用不同壓力“恒壓”注入調(diào)驅(qū)或調(diào)剖劑,測(cè)試不同注入壓力下各滲透層對(duì)體系的吸入情況,以及藥劑吸入后對(duì)液流轉(zhuǎn)向效果的影響,為實(shí)際施工中注入壓力設(shè)計(jì)及優(yōu)化提供參考依據(jù)。
部分水解聚丙烯酰胺SD201,相對(duì)分子質(zhì)量1900×104,水解度23%,固含量88%;交聯(lián)劑為有機(jī)鉻SD107,有效含量52%;HYHK 增強(qiáng)型聚合物微球;上述藥劑由中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海研究院提供。實(shí)驗(yàn)用水為L(zhǎng)D5-2 油田注入水,礦化度8259.5 mg/L,主要離子質(zhì)量濃度(單位mg/L):K++Na+2169.8、Ca2+816.6、Mg2+94.2、、Cl-
實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心[19-20],尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm,氣測(cè)滲透率為5600×10-3、3200×10-3、800×10-3μm2。
巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括氣瓶、手搖泵、平流泵、壓力傳感器(壓力表)、巖心夾持器和中間容器等,除氣瓶、平流泵和手搖泵外,其他部分置于恒溫箱內(nèi)。實(shí)驗(yàn)設(shè)備流程見圖1。
圖1 設(shè)備及流程示意圖
1.2.1 驅(qū)替體系配制
調(diào)剖劑體系配制:采用LD5-2 油田注入水配制質(zhì)量濃度為2000 mg/L 的聚合物SD201 溶液,然后加入1000 mg/L 的有機(jī)鉻SD107,制得Cr3+聚合物凝膠體系。經(jīng)測(cè)試,該體系的初始黏度為20.5 mPa·s,成膠時(shí)間為20 h,成膠黏度高于10 Pa·s,40 h 后出現(xiàn)部分脫水,黏度小幅度下降。
調(diào)驅(qū)劑體系配制:采用LD5-2 油田注入水配制質(zhì)量濃度為3000 mg/L HYHK增強(qiáng)型聚合物微球體系,經(jīng)測(cè)試,該聚合物微球的初始粒徑約8.7 μm,完全水化時(shí)間約5 d,緩膨后粒徑為35.2 μm,膨脹倍數(shù)3.05。
1.2.2 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)
驅(qū)替實(shí)驗(yàn)具體步驟如下:①在室溫下,物理模型抽真空,飽和地層水,測(cè)量孔隙體積,計(jì)算孔隙度;②在油藏溫度55 ℃條件下,單塊巖心水測(cè)滲透率;③在油藏溫度55 ℃條件下,將高、中、低3 塊巖心組成并聯(lián)巖心,以1 mL/min 的注入速率進(jìn)行水驅(qū),記錄該注入速率下各個(gè)小層產(chǎn)液量,計(jì)算分流率;記錄該注入速率下的穩(wěn)定注入壓力P,將其作為后續(xù)實(shí)驗(yàn)基準(zhǔn)注入壓力;④以不同注入壓力(P的倍數(shù))和“恒壓”方式注入0.2 PV 的調(diào)驅(qū)劑(3000 mg/L HYHK 增強(qiáng)型聚合物微球)或調(diào)剖劑(2000 mg/L聚合物SD201+1000 mg/L Cr3+交聯(lián)劑);⑤調(diào)驅(qū)劑緩膨3 d或調(diào)剖劑候凝24 h后(調(diào)驅(qū)劑實(shí)驗(yàn)需在注入段切除5 mm 端面,以消除調(diào)驅(qū)劑因“端面堆積”而造成壓力偏高),以1 mL/min 的注入速率后續(xù)水驅(qū)至壓力穩(wěn)定;⑥建立注入壓力、分流率與注入體積間關(guān)系。
分別以1、2、3 和4 mL/min 的注入速率進(jìn)行水驅(qū),穩(wěn)定后記錄注入壓力和各小層采液量,計(jì)算各小層分流率,確定中滲透層吸水“臨界壓力”(指當(dāng)注入壓力高于此壓力值,中滲透層分流率快速上升,開始大量吸液)。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中不同注入速率下的注入壓力和各小層分流率見圖2。從圖2可知,隨注入速率的增大,注入壓力升高,高滲透層的分流率逐漸降低,中滲透層的分流率逐漸上升,而低滲透層分流率基本不變。當(dāng)注入速率為1 mL/min時(shí),注入壓力為0.001 MPa,中滲透層和低滲透層的吸液量較低,取該壓力值為后續(xù)實(shí)驗(yàn)注入壓力基準(zhǔn)值P。當(dāng)注入速率為2 mL/min 時(shí),注入壓力升高到0.0022 MPa,中滲層吸液量即分流率增幅較大,因此,取0.0022 MPa為中滲層吸液“臨界壓力”。
圖2 水驅(qū)過(guò)程中不同注入速率下的注入壓力和不同滲透層的分流率
采用不同注入壓力(P的倍數(shù))以“恒壓”方式注入0.2 PV 調(diào)驅(qū)劑(3000 mg/L HYHK 增強(qiáng)型聚合物微球),3 d 后以“恒速”(1 mL/min)方式進(jìn)行后續(xù)水驅(qū),直至壓力穩(wěn)定為止。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中不同注入階段各滲透層的總吸液量和總分流率見表1。從表1 可以看出,在調(diào)驅(qū)劑注入階段,隨注入壓力升高,高滲透層的總分流率小幅降低,中、低滲透層則小幅升高。在后續(xù)水驅(qū)階段,注入壓力為2P(方案1-1)時(shí)高滲透層總分流率明顯降低,而其他注入壓力(方案1-2,1-3和1-4)下的總分流率均出現(xiàn)升高態(tài)勢(shì)。
表1 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入調(diào)驅(qū)劑+后續(xù)水驅(qū)的各小層總吸液量和總分流率
實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各小層總分流率和注入壓力與注入體積變化見圖3和圖4。由圖3可看出,在調(diào)驅(qū)劑注入階段,由于“方案1-1”的注入壓力低于“臨界壓力”,中滲透層的分流率較低,其余方案因注入壓力高于“臨界壓力”,導(dǎo)致中滲透層的調(diào)驅(qū)劑吸入量較大,且隨注入壓力升高,中滲透層吸入量增多。在后續(xù)水驅(qū)階段,除“方案1-1”的中滲透層分流率呈現(xiàn)增加態(tài)勢(shì)外,其余方案的中滲透層分流率均下降,且降幅呈現(xiàn)增大趨勢(shì)。
圖3 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入調(diào)驅(qū)劑+后續(xù)水驅(qū)的各小層的分流率隨注入體積變化
圖4 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入調(diào)驅(qū)劑+后續(xù)水驅(qū)的注入壓力隨注入體積變化
隨著調(diào)驅(qū)劑注入階段注入壓力的增大(即超過(guò)中滲透層吸液的“臨界壓力”0.0022 MPa 時(shí)),中滲透層調(diào)驅(qū)劑吸入量增加,滯留作用引起滲流阻力大幅增加,因此,在后續(xù)水階段,與“方案1-1”相比,“方案1-2~方案1-4”的中滲透層吸液量明顯減小。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn),當(dāng)調(diào)驅(qū)劑注入壓力達(dá)到低滲透層的“臨界壓力”(0.007~0.01 MPa)時(shí),該層調(diào)驅(qū)劑吸液量明顯升高,也會(huì)造成低滲透層污染,致使后續(xù)水驅(qū)階段幾乎不吸液。在后續(xù)水驅(qū)階段,除“方案1-1”注入壓力小幅度升高(見圖4)和中滲透層的總分流率較大幅度增加外,其余方案的注入壓力均大幅度降低,吸液壓差和吸液量(分流率)明顯減小(見圖3)。因此,當(dāng)僅采用調(diào)驅(qū)劑進(jìn)行施工作業(yè)時(shí),注入壓力不能超過(guò)中、低滲透層的吸液“臨界壓力”,否則,調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入中、低滲透層,引起吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高,必然減小后續(xù)水驅(qū)階段吸液壓差和吸液量,削弱擴(kuò)大波及體積效果。同時(shí)可以看出,4組方案中后續(xù)水階段注入壓力增幅偏低,說(shuō)明聚合物微球?qū)Ω邼B透層封堵效果較差,需要配合強(qiáng)凝膠等優(yōu)勢(shì)通道治理措施,才可達(dá)到更好的液流轉(zhuǎn)向效果。
采用不同注入壓力(P的倍數(shù))以“恒壓”方式注入0.2 PV 的調(diào)剖劑(2000 mg/L 聚合物SD201+1000 mg/L Cr3+交聯(lián)劑),候凝24 h 后進(jìn)行“恒速”(1 mL/min)后續(xù)水驅(qū),直至注入壓力穩(wěn)定為止。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中不同注入階段各滲透層總吸液量和總分流率見表2。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力和各小層的分流率隨注入體積變化見圖5和圖6。從表2可以看出,在調(diào)剖劑注入階段,隨注入壓力升高,高滲透層的總吸液量減小,中、低滲透層總吸液量增加。在后續(xù)水驅(qū)階段,前期調(diào)剖劑注入壓力越低,高滲透層總分流率降幅越大,低滲透層增幅越大。例如,“方案2-1”的注入壓力為5 P,后續(xù)水階段中,高滲透層總分流率低至5.54%,而低滲透層總分流率高達(dá)82.70%,液流轉(zhuǎn)向效果十分明顯。調(diào)剖劑進(jìn)入高、中、低滲透層后均會(huì)發(fā)生滯留和增加滲流阻力,導(dǎo)致后續(xù)水驅(qū)階段注入壓力升高(見圖5)。通常情況下,等量的調(diào)剖劑注入不同滲透率巖心,對(duì)低滲透層封堵效果更明顯,低滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力增幅遠(yuǎn)大于高滲透層,但若高滲透層調(diào)剖劑注入量遠(yuǎn)大于低滲透層,則高滲透層封堵效果更好,即高滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力高于低滲透層,此時(shí)后續(xù)水階段高滲透層分流率就會(huì)減小,例如“方案2-1”和“方案2-2”。反之,當(dāng)中低滲透層因調(diào)剖劑而產(chǎn)生的封堵效果高于高滲透層,后續(xù)水階段高滲透層吸液量即分流率就會(huì)增加,液流轉(zhuǎn)向效果變差(見圖6)。由此可見,各個(gè)滲透層吸液量和分流率變化趨勢(shì)取決于吸液壓差的變化趨勢(shì),而吸液壓差變化趨勢(shì)又與注入壓力和滲流阻力變化趨勢(shì)密切相關(guān)。
圖6 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入調(diào)剖劑+后續(xù)水驅(qū)的各小層分流率隨注入體積的變化
表2 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入0.2 PV的調(diào)剖劑+后續(xù)水驅(qū)的各小層總吸液量和總分流率
圖5 不同注入壓力下以“恒壓”方式注入調(diào)剖劑+后續(xù)水驅(qū)的注入壓力隨注入體積變化
綜上所述,與調(diào)驅(qū)劑相似,隨調(diào)剖劑注入壓力的升高,中、低滲透層的吸入量增多,滯留作用引起附加滲流阻力即吸液?jiǎn)?dòng)壓力增大,后續(xù)水驅(qū)階段中、低滲透層吸液壓差減?。ㄖ小⒌蜐B透層注入壓力升高幅度小于啟動(dòng)壓力升高幅度),液流轉(zhuǎn)向效果變差。因此,在調(diào)剖劑注入過(guò)程中,注入壓力也不能超過(guò)中、低滲透層的吸液“臨界壓力”。否則,中、低滲透層調(diào)剖劑吸入量增大,會(huì)對(duì)中、低滲透層吸液能力造成傷害,并且吸入量越大,傷害程度越嚴(yán)重,液流轉(zhuǎn)向效果越差。
以相同壓力“恒壓”(0.005 MPa 和0.01 MPa)注入調(diào)驅(qū)劑和調(diào)剖劑后,調(diào)驅(qū)劑緩膨3 d、調(diào)剖劑候凝24 h 后再以“恒速”進(jìn)行后續(xù)水驅(qū),注入壓力與注入體積關(guān)系和后續(xù)水階段各小層總分流率圖見圖7、圖8。
圖7 調(diào)剖劑與調(diào)驅(qū)劑注入壓力和總分流率對(duì)比(p=0.005 MPa)
圖8 調(diào)剖劑與調(diào)驅(qū)劑注入壓力和總分流率對(duì)比(p=0.01 MPa)
從圖7 和圖8 可以看出,調(diào)驅(qū)劑和調(diào)剖劑注入巖心后滯留和分流率變化特征存在明顯差異。與調(diào)驅(qū)劑相比較,調(diào)剖劑的注入能力較強(qiáng),滯留效果較好,附加滲流阻力增幅較大,后續(xù)水驅(qū)階段注入壓力較高,中、低滲透層的吸液壓差和吸液量較大,液流轉(zhuǎn)向效果較好。分析認(rèn)為,調(diào)驅(qū)劑為微球與水混合而成的非連續(xù)相體系,微球顆粒易在巖心注入端端面滯留,造成注入壓力“虛高”,致使后續(xù)水驅(qū)階段的注入壓力大幅度降低,中、低滲透層吸液壓差和吸液量減少。
綜上所述,調(diào)剖、調(diào)驅(qū)措施的目的是為了實(shí)現(xiàn)深部液流轉(zhuǎn)向,為此必須增加中、低滲透層的吸液壓差和吸液量,而提高注入壓力是增加吸液壓差最有效途徑。提高注入壓力又存在兩種技術(shù)途徑,一是提高注入速率;二是增加高滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力(注入速率維持不變)。調(diào)剖、調(diào)驅(qū)措施將調(diào)驅(qū)劑和調(diào)剖劑傳輸運(yùn)移到高滲透層,利用其滯留作用來(lái)增加滲流阻力和吸液?jiǎn)?dòng)壓力。因此,在礦場(chǎng)調(diào)剖、調(diào)驅(qū)施工中必須控制注入壓力以減小或避免調(diào)剖、調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入中、低滲透層尤其是低滲透層。低滲透層一旦吸入藥劑就會(huì)產(chǎn)生較大的附加滲流阻力,進(jìn)而引起吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高,吸液壓差和吸液量減小,最終削弱液流轉(zhuǎn)向效果。
微球類調(diào)驅(qū)劑為微球與水或表面活性劑溶液混合而成的非連續(xù)相體系,易于在巖心注入端的端面滯留,引起注入壓力“虛高”,進(jìn)而造成后續(xù)水驅(qū)階段注入壓力和吸液壓差減小,最終削弱液流轉(zhuǎn)向效果。與微球類調(diào)驅(qū)劑相比較,聚合物凝膠類調(diào)剖劑注入能力較強(qiáng),易于進(jìn)入巖心深部和發(fā)生滯留,附加滲流阻力和注入壓力增幅較大。
隨注入壓力升高,中、低滲透層調(diào)驅(qū)劑和調(diào)剖劑吸液壓差和吸液量增加,滯留作用引起中、低滲透層附加滲流阻力增加,液流轉(zhuǎn)向效果變差。因此,采用合理注入壓力有助于改善調(diào)剖調(diào)驅(qū)液流轉(zhuǎn)向效果。在本實(shí)驗(yàn)條件下,水驅(qū)穩(wěn)定壓力P=0.001 MPa,微球類調(diào)驅(qū)劑合理注入壓力為2 P,聚合物凝膠類調(diào)剖劑合理注入壓力為5 P。
建議礦場(chǎng)實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施前開展注入井吸液剖面測(cè)試,據(jù)此確定調(diào)驅(qū)劑和調(diào)剖劑最高注入壓力或注入速率。