無機(jī)凝膠調(diào)剖技術(shù)在衛(wèi)22塊的應(yīng)用

范志毅,陳 利,郝軍芳,薛魯營,宋翠紅,王從領(lǐng)

(1.中國石化中原油田分公司采油三廠,山東莘縣 252435;2.中國石化中原油田分公司勘探設(shè)計(jì)研究院）

無機(jī)凝膠調(diào)剖技術(shù)在衛(wèi)22塊的應(yīng)用

范志毅1,陳 利1,郝軍芳1,薛魯營1,宋翠紅2,王從領(lǐng)1

(1.中國石化中原油田分公司采油三廠,山東莘縣 252435;2.中國石化中原油田分公司勘探設(shè)計(jì)研究院）

無機(jī)凝膠調(diào)剖體系具有耐溫抗鹽性好,基液粘度低,注入性能好,成膠后在高溫高鹽條件下的堵塞能力強(qiáng)等特點(diǎn);在對無機(jī)凝膠調(diào)剖體系進(jìn)行全面的靜態(tài)和動態(tài)性能評價(jià)的基礎(chǔ)上,分析了體系的油藏適用性,經(jīng)過在中原油田衛(wèi)22斷塊高溫、高鹽中低滲油藏的應(yīng)用,無機(jī)凝膠調(diào)剖體系取得了較好的增油降水效果。

無機(jī)凝膠 ;調(diào)剖;中低滲油藏;應(yīng)用效果

中原油田衛(wèi)22塊油層平均孔隙度16.4%,空氣滲透率42.7×10-3μm2,孔喉中值 2.0μm,為中孔細(xì)喉中低滲透層狀油藏;原始地層溫度97.5℃,原始地層壓力26.31～28.3MPa,原始地層水總礦化度27.88～28.4×104mg/L,為 CaCl2型。該油藏目前進(jìn)入高含水開發(fā)階段,主要表現(xiàn)出兩方面的問題:一是受層間物性差異的影響,層間矛盾比較突出;二是油藏隔層小,事故井多,層間精細(xì)調(diào)整受到限制。這兩個問題影響了分酸、分注、重分等層間調(diào)控措施的實(shí)施,合注合采井多,影響了分層動用狀況的改善。再加上油藏高溫、高鹽、中低滲透的特點(diǎn)及有的井調(diào)剖輪次的增加,小劑量的近井淺調(diào)效果越來越差。針對這些情況,2009年在衛(wèi)22塊開展無機(jī)凝膠調(diào)剖技術(shù)應(yīng)用。

1 無機(jī)凝膠調(diào)剖劑體系性能評價(jià)[1]

無機(jī)凝膠調(diào)剖體系主要應(yīng)用的是一種成膠時(shí)間可控的無機(jī)凝膠調(diào)剖體系,該體系將一種能緩慢釋放氫離子的顆?？刂苿?清水+CO劑+鹽酸)直接加入水玻璃溶液中,在一定條件下,隨顆粒控制劑的加入,體系pH值緩慢降低,同時(shí)水玻璃溶液中以膠體粒子形式存在的高聚態(tài)硅酸根離子不斷長大,最終體系固化成硅酸凝膠,對目的層實(shí)施有效封堵。實(shí)驗(yàn)證明,時(shí)間可控的無機(jī)凝膠體系基液密度及粘度都與注入水非常接近,注入性能好,且成膠后形成的膠體強(qiáng)度較弱,適用于中低滲油藏。該體系主要以調(diào)剖的方式與預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒復(fù)合應(yīng)用,可取得較好的增油降水效果。

1.1 體系成膠影響因素及成膠性能

1.1.1 影響因素

對調(diào)剖劑濃度、地層溫度、注入水礦化度、攪拌均勻程度及剪切對體系成膠狀況的影響進(jìn)行了研究,結(jié)果表明:

(1)濃度越高,成膠越快,強(qiáng)度越高,觸變后的恢復(fù)能力也較強(qiáng)。

(2)在80～110℃條件下,體系成膠時(shí)間為1～6 h。質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為10%時(shí),溫度越高成膠時(shí)間越短;但當(dāng)質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為15%時(shí),溫度對成膠時(shí)間的影響減弱(圖1)。

圖1 溫度對JN體系成膠時(shí)間的影響

(3)體系遇到一定礦化度的水后,形成白色絮狀沉淀,置入100℃恒溫箱內(nèi)一段時(shí)間后,體系不能成膠。

(4)攪拌均勻程度基本不影響體系的成膠能力,只是成膠后的膠體內(nèi)存在孔隙、裂隙。體系濃度越大,不攪拌對體系的成膠狀況影響越小。

(5)剪切對體系的成膠時(shí)間及成膠后強(qiáng)度沒有影響。

1.1.2 成膠性能

對體系的基液密度、粘度,成膠時(shí)間、成膠后粘度、熱穩(wěn)定性、耐酸、堿、鹽及抗剪切性等常規(guī)性能進(jìn)行總體評價(jià),結(jié)果見表1。從靜態(tài)性能評價(jià)結(jié)果看,該體系面臨的主要問題是注入水礦化度對體系成膠性能的影響。

1.2 體系對動態(tài)性能評價(jià)[1-2]

結(jié)合衛(wèi)22塊油藏及無機(jī)凝膠調(diào)剖技術(shù)特點(diǎn),選擇人造巖心進(jìn)行體系動態(tài)性能評價(jià),利用相似性原理,設(shè)計(jì)巖心流動實(shí)驗(yàn)驅(qū)替排量為1～5mL/min,堵劑總注入量為10PV。

在整個實(shí)驗(yàn)過程中,注入水的水質(zhì)及巖心本身的物理性質(zhì)對實(shí)驗(yàn)結(jié)果有一定程度的影響。通過對巖心的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn),巖心滲透率越大,阻力系數(shù)越小;當(dāng)巖心滲透率較低時(shí),隨排量的升高,阻力系數(shù)增加(見圖2)。

圖2 JN體系在不同滲透率巖心中的阻力系數(shù)

2 油藏適應(yīng)性分析[1-2]

2.1 體系對油藏適應(yīng)性分析

對體系靜態(tài)及動態(tài)性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果綜合分析后認(rèn)為,成膠時(shí)間可控的無機(jī)凝膠體系基液粘度較低,注入性能較好,成膠后形成的膠體強(qiáng)度較弱,膠體在巖心內(nèi)運(yùn)移的過程中表現(xiàn)為脫水和破碎通過。該體系較適于中低滲油藏中空氣滲透率大于10000×10-3μm2,水相滲透率大于1000×10-3μm2的高滲條帶的封堵。

2.2 現(xiàn)場存在問題原因分析

在歷年現(xiàn)場應(yīng)用過程中,JN體系存在著注入過程中注入壓力上升快無法完成設(shè)計(jì)用量的注入,后續(xù)水驅(qū)過程中注水壓力下降快無法實(shí)現(xiàn)高滲層的有效封堵兩個方面的問題。研究結(jié)果表明,造成該問題的主要原因在于體系成膠后的膠體性質(zhì)。注入過程中壓力上升過快是由于膠體在一定壓力下觸變、脫水卻又無法破碎通過,從而形成濾餅,隨著注入壓力的升高,濾餅逐漸被壓實(shí),最終導(dǎo)致壓力的快速上升;后續(xù)水驅(qū)過程中壓力下降快是由于膠體的強(qiáng)度較弱,在砂粒間易發(fā)生破碎產(chǎn)出。

2.3 解決辦法

針對上述情況,尋找另外一種體系,與無機(jī)凝膠調(diào)剖體系進(jìn)行復(fù)合,通過體系間的協(xié)同作用來解決。首先這種體系要具有一定的變形能力及強(qiáng)度,且為分散狀,從而將堆積的膠體濾餅推擠到油層深部;其次,該體系還要具有較高的強(qiáng)度及封堵能力,對進(jìn)入巖心的膠體形成保護(hù)。通過實(shí)驗(yàn)預(yù)交聯(lián)延膨體能較好地滿足上述各項(xiàng)要求。

2.4 調(diào)剖體系性能指標(biāo)

根據(jù)衛(wèi)22塊地層特征,優(yōu)選成膠時(shí)間可控的JN無機(jī)凝膠調(diào)剖體系及延遲膨脹顆粒必須具有以下性能。

JN無機(jī)凝膠調(diào)剖體系的性能指標(biāo)為:耐溫:120℃;抗鹽:25×104mg/L;基液 pH 值:11～12;基液密度:1.04g/cm3;100℃熱穩(wěn)定時(shí)間:90d。

延遲膨脹凝膠顆粒的性能指標(biāo)為:耐溫:100℃;抗鹽:20×104mg/L;膨脹倍數(shù):4倍;膨脹時(shí)間:5d;100℃熱穩(wěn)定時(shí)間:15d。

3 現(xiàn)場應(yīng)用[3]

3.1 選井原則

(1)對應(yīng)油井含油飽和度高,剩余油潛力大,油井產(chǎn)液量大于15m3/d;

(2)對應(yīng)油井含水高,含水率一般大于85%,特別是在多層油層的油井中,有明顯的高滲透層或出水層;

(3)吸水剖面不均勻,非均質(zhì)性嚴(yán)重,縱向滲透率級差大,存在強(qiáng)吸水層,層間矛盾突出的非均質(zhì)油藏;

(4)油水井連通性好,注采反應(yīng)明顯,實(shí)施多輪次調(diào)剖,調(diào)剖效果逐漸變差的水井;

(5)地層孔隙度10%～42%,空氣滲透率大于30 ×10-3μm2,產(chǎn)出水礦化度小于16 ×104mg/L,地層溫度低于120℃;

(6)井況良好,無套破及串槽情況。

3.2 施工參數(shù)

調(diào)剖施工壓力盡量控制在目前注水壓力范圍內(nèi),做到低壓低排量施工,確保調(diào)剖驅(qū)油劑進(jìn)入高滲透層。施工壓力最高為地層破裂壓力的0.85。

通過動靜態(tài)性能評價(jià),得到了與衛(wèi)22塊油藏及注入水條件配伍性較好的配方體系,并對現(xiàn)場注入工藝進(jìn)行了優(yōu)化。

(1)前置段塞:成膠時(shí)間可控的無機(jī)凝膠調(diào)剖體系。為防止基液的流失,選用小粒徑(2～3mm)、中低濃度的延遲膨脹顆粒,作為前置段塞對無機(jī)凝膠調(diào)剖體系進(jìn)行保護(hù)。根據(jù)22塊油水井平均井距為200m左右,計(jì)算出前置段塞用量應(yīng)該為總用量的1/5左右。

(2)主體段塞:主體段塞為無機(jī)凝膠調(diào)剖體系與延遲膨脹顆粒交替注入。為消除注入水對無機(jī)凝膠調(diào)剖體系的影響,在無機(jī)凝膠注入前后都需要注入一定量的隔離清水。主體段塞的組成是:清水+無機(jī)凝膠+清水+延遲膨脹顆粒+清水+無機(jī)凝膠……,如此進(jìn)行交替、循環(huán)。

(3)后緣段塞:由于無機(jī)凝膠調(diào)剖體系成膠后形成的膠體強(qiáng)度較弱,后緣段塞的主要作用是保護(hù)無機(jī)凝膠調(diào)剖體系,其放置位置主要是在近井地帶3～10m范圍內(nèi),計(jì)算出后緣段塞用量為總用量的1/25左右。

(4)頂替段塞:頂替段塞主要用于將井筒及近井3m范圍內(nèi)的調(diào)剖劑頂入地層深處,以防止后續(xù)注水過程中壓力過高及調(diào)剖劑回流入井筒?？筛鶕?jù)油層深度及油層厚度計(jì)算頂替注水用量。

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用情況簡況及效果分析

(1)現(xiàn)場實(shí)施情況。2009年8月現(xiàn)場實(shí)施,共實(shí)施4井次,注入調(diào)剖劑8045m3,其中注入無機(jī)凝膠3880m3,預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒12.98t,詳見表2。

(2)水井效果。從井口注水情況看,試驗(yàn)井平均注水壓力由調(diào)剖前的10MPa下降到調(diào)剖后的9 MPa;從可對比的壓降及吸水指示曲線看,調(diào)剖后PI值增加了3.1MPa,吸水指數(shù)下降4.0m3/MPa。

表2 衛(wèi)22塊無機(jī)凝膠調(diào)剖現(xiàn)場施工情況統(tǒng)計(jì)

(3)井組油井效果。截至2010年6月30日,4個措施井組對應(yīng)油井7口井,都已見到了增油降水效果。在不考慮自然遞減的情況下,累計(jì)增油835 t,降水 6980m3。

(4)典型井例。衛(wèi)22-70井組,對應(yīng)油井衛(wèi)22-43、22-78與22-70主要對應(yīng)沙三下7-10油層,本次調(diào)剖后沙三下7-10,相對吸水量進(jìn)一步得到加強(qiáng),衛(wèi)22-70井調(diào)剖后明顯抑制了該井的產(chǎn)油下降和含水上升,產(chǎn)量遞減有所減緩。衛(wèi)22-43井在調(diào)剖后一月左右即見到調(diào)剖效果,在產(chǎn)液量基本不變的情況下,產(chǎn)油由調(diào)剖前的5.9t/d最高上升到8.4t/d,含水由92.3%下降到90.9%。截至2010年6月30日,井組累積增油287t,降水1285m3。

4 結(jié)論

(1)無機(jī)凝膠調(diào)剖體系在現(xiàn)場應(yīng)用過程中注入壓力高的主要原因是體系成膠后在一定壓力下首先發(fā)生脫水,在滲透率較低的油藏,滲透率發(fā)生突變的界面會形成濾餅,隨著濾餅的不斷增厚、壓實(shí),注入壓力快速上升。

(2)預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒對無機(jī)凝膠濾餅具有較好的頂替作用,應(yīng)用預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒與無機(jī)凝膠交替注入的方法,能較好地解決無機(jī)凝膠調(diào)剖體系現(xiàn)場注入過程中壓力上升過快的問題。

(3)應(yīng)用無機(jī)凝膠調(diào)剖體系在中低滲油藏進(jìn)行層內(nèi)深部調(diào)剖,可取得一定的增油降水效果。

[1] 黃憤,崔潔,張桂意,等.無機(jī)凝膠調(diào)剖劑的性能評價(jià)與應(yīng)用[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2006,(3):4-6,9.

[2] 王小泉,魏君.一種硅酸類無機(jī)凝膠堵劑的制備[J].油田化學(xué),2002(2):127-130.

[3] 張桂意,楊忠男,李云渤.勝利油田油井深部堵水技術(shù)應(yīng)用[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào),2004,19(3):136-139.

TE357

A

1673-8217(2011)02-0117-03

2010-10-15

范志毅,工程師,1979年生,2002年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué),從事采油工程技術(shù)研究與應(yīng)用工作。

編輯:李金華