非均相復(fù)合驅(qū)封堵調(diào)剖性能及礦場試驗(yàn)

張 莉,劉慧卿,陳曉彥

(1.中國石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,北京 102249; 2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083; 3.勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院,山東 東營 257015)

非均相復(fù)合驅(qū)封堵調(diào)剖性能及礦場試驗(yàn)

張 莉1,2,劉慧卿1,陳曉彥3

(1.中國石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,北京 102249; 2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083; 3.勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院,山東 東營 257015)

針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏提高采收率的需要,在孤島中一區(qū)Ng3開展非均相復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)和礦場試驗(yàn),描述非均相復(fù)合體系的注入產(chǎn)出特征,評(píng)價(jià)非均相復(fù)合驅(qū)的封堵調(diào)剖性能和驅(qū)油效果.實(shí)驗(yàn)和礦場試驗(yàn)表明:黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG的阻力因數(shù)、封堵效率、非均質(zhì)剖面調(diào)整能力強(qiáng)于聚合物的,適合長期驅(qū)替應(yīng)用;非均相復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)提高聚合物驅(qū)后采收率13.6%,高于聚驅(qū)后二元驅(qū)和聚合物加PPG驅(qū)二者之和;礦場動(dòng)態(tài)特征不同于聚合物驅(qū)和二元驅(qū),縱向吸水剖面發(fā)生交替變化,見效井綜合含水率呈臺(tái)階式直線下降,具有交替封堵、轉(zhuǎn)向式驅(qū)替各小層剩余油的特點(diǎn);增油倍數(shù)和綜合含水率下降幅度高于同期聚合物驅(qū)和二元驅(qū)的,可成為聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步提高原油采收率的有效方法.

非均相復(fù)合驅(qū);聚合物驅(qū)后;封堵調(diào)剖;提高采收率;礦場試驗(yàn)

0 引言

自20世紀(jì)90年代以來,聚合物驅(qū)技術(shù)在大慶、勝利等油田獲得工業(yè)化推廣應(yīng)用.統(tǒng)計(jì)勝利油田礦場試驗(yàn)效果,聚合物驅(qū)可提高采收率6%～10%[1],而礦場實(shí)施聚合物驅(qū)的三大主力油田——孤島、孤東、勝坨油田的平均水驅(qū)采收率約為33%,聚合物驅(qū)后仍有50%左右的原油滯留地下,有進(jìn)一步挖潛的物質(zhì)基礎(chǔ).勝利油田實(shí)施聚合物驅(qū)的29個(gè)單元中,17個(gè)單元轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段,10個(gè)單元綜合含水率已回升到聚合物驅(qū)前的水平,因此有必要研究聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高原油采收率的技術(shù).

由于聚合物驅(qū)后油藏條件更加復(fù)雜,儲(chǔ)層非均質(zhì)性加強(qiáng),平面、層間矛盾突出,剩余油分布更加零散,需要進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率[2-3],而目前配套成熟的聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)等方法應(yīng)用效果有限[4-7].為解決這一問題,提出非均相復(fù)合驅(qū)油體系.該體系由黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG(Preformed Particle Gel)、聚合物和表面活性劑組成,由于PPG在水中不能完全溶解,稱之為非均相體系.人們系統(tǒng)評(píng)價(jià)黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG的性能,包括溶脹性、耐溫抗鹽性、長期熱穩(wěn)定性、運(yùn)移性等[8-9],研究PPG顆粒的溶脹機(jī)理和非均質(zhì)調(diào)驅(qū)機(jī)理[10-12].曹緒龍篩選出黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG樣品,得到適合于勝利高溫高鹽油藏和聚合物驅(qū)后油藏的非均相復(fù)合驅(qū)油體系[13].崔曉紅研究PPG的溶脹能力、濾過能力、在巖心中的運(yùn)移能力及其與表面活性劑、聚合物的相互作用[14].陳曉彥利用微觀物理模型對(duì)比分析水驅(qū)、聚合物驅(qū)、二元驅(qū)與PPG驅(qū)的微觀驅(qū)替特征[15].

2010年在聚合物驅(qū)后油藏典型代表——孤島中一區(qū)Ng3開展礦場試驗(yàn).筆者通過分析非均相復(fù)合驅(qū)油體系在孤島中一區(qū)Ng3的實(shí)驗(yàn)和礦場試驗(yàn)結(jié)果,描述非均相復(fù)合驅(qū)的注入產(chǎn)出特征,評(píng)價(jià)非均相復(fù)合驅(qū)在油藏條件下的封堵調(diào)剖性能和驅(qū)油效果.

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 材料和方法

(1)實(shí)驗(yàn)用油.由孤島中一區(qū)Ng3脫水原油和煤油配制的模擬油,黏度為51.6 mPa·s.

(2)用水.孤島中一區(qū)Ng3模擬注入水,礦化度為7.37 g·L-1.

(3)溫度.70℃.

(4)封堵能力.將直徑為2.54 cm、長度為30.00 cm、滲透率為3μm2的人造巖心模型飽和模擬配制水,水驅(qū)至壓力平衡(p1)后,分別注入2 g·L-1聚合物和PPG溶液,待壓力穩(wěn)定(p2),再轉(zhuǎn)注模擬配制水至壓力穩(wěn)定(p3).p2/p1為阻力因數(shù),p3/p1為殘余阻力因數(shù).

(5)調(diào)剖能力.將2根直徑為2.54 cm、長度為100.00 cm、滲透率分別為3μm2和1μm2的人造巖心模型飽和模擬配制水后,以合注分采方式分別注入1.00倍孔隙體積的聚合物、聚合物加PPG復(fù)配體系,注入體系質(zhì)量濃度均為2 g·L-1,記錄高低滲管產(chǎn)液量變化.

(6)驅(qū)油效果.將2根直徑為2.54 cm、長度為30.00 cm、滲透率分別為3μm2和1μm2的雙管模型飽和模擬配制水后,用孤島中一區(qū)Ng3脫水模擬油飽和,老化24 h,先水驅(qū)至采出液綜合含水率98%,注入0.30倍孔隙體積的聚合物,水驅(qū)至采出液綜合含水率98%,再分別注入0.3倍孔隙體積的高質(zhì)量濃度聚合物、二元體系、聚合物加PPG體系、聚合物加PPG加二元非均相體系,后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%以上,計(jì)算各驅(qū)油體系的采收率.

1.2 PPG與聚合物黏彈性

較高的表觀黏度和黏彈模量可保證驅(qū)油體系具有較大的波及效率和運(yùn)移能力,不同體系黏彈性測(cè)試指標(biāo)見表1.由表1可知,2～3 g·L-1聚合物溶液的黏度為20～40 mPa·s,彈性模量較小,相位角在70°左右,聚合物體系具有一定的黏彈性特征,以黏性為主.聚合物溶液中加入黏彈性顆粒PPG后,體系的黏度明顯增加,彈性模量增加,相位角減小到30°左右,體系由偏黏性轉(zhuǎn)變?yōu)槠珡椥?

表1 不同體系黏彈性測(cè)試指標(biāo)Table 1 The viscoelastic properties of different systems

在一定的體相黏度和剪切速度下,PPG顆粒與黏稠的本體溶液形成結(jié)構(gòu)黏度,使體系黏度和黏彈性大幅度提高,體系對(duì)顆粒的懸浮攜帶能力增強(qiáng),能夠進(jìn)一步提高封堵強(qiáng)度,更有效改善波及狀況.

1.3 PPG與聚合物封堵性能

通過阻力因數(shù)與殘余阻力因數(shù)實(shí)驗(yàn)可以評(píng)價(jià)驅(qū)油體系的封堵性能.阻力因數(shù)與殘余阻力因數(shù)測(cè)定結(jié)果見表2.由表2可知,PPG阻力因數(shù)高達(dá)154.0,封堵效率達(dá)到97%以上,遠(yuǎn)遠(yuǎn)比聚合物體系的高,說明PPG具有更強(qiáng)的封堵能力.PPG殘余阻力因數(shù)和聚合物差不多,僅為4.2,表明PPG還具有良好的運(yùn)移能力,不同于一般調(diào)剖用的預(yù)交聯(lián)體,轉(zhuǎn)水驅(qū)后巖心滲透率的恢復(fù)能力較強(qiáng),適合長期驅(qū)替應(yīng)用.

表2 阻力因數(shù)與殘余阻力因數(shù)測(cè)定結(jié)果Table 2 The RF and RRF of Polymer and PPG

1.4 PPG與聚合物調(diào)剖性能

在滲透率級(jí)差為1∶3條件下,對(duì)比考察聚合物和聚合物加PPG體系的調(diào)剖性能,非均質(zhì)模型聚合物驅(qū)及聚合物加PPG驅(qū)分流量曲線分別見圖1和圖2.

由圖1可知,注入聚合物前,高低滲管產(chǎn)液率分別為75%和25%左右.注入聚合物后,高滲管產(chǎn)液率下降到55%左右,低滲管產(chǎn)液率上升到45%左右,聚合物對(duì)高低滲管分流量有一定程度的改善,但改善效果隨聚合物的繼續(xù)注入又逐漸降低,在聚合物驅(qū)結(jié)束時(shí),基本失效.后續(xù)水驅(qū)階段,流體主要進(jìn)入高滲管,低滲管幾乎不產(chǎn)液,聚合物驅(qū)后由于非均質(zhì)造成矛盾加劇,與礦場試驗(yàn)中聚合物驅(qū)后油藏調(diào)剖失效、非均質(zhì)性增強(qiáng)的現(xiàn)象基本一致.

圖1 非均質(zhì)模型聚合物驅(qū)分流量曲線Fig.1 The fractional flow curves in heterogeneous core during polymer flooding

圖2 非均質(zhì)模型聚合物加PPG驅(qū)分流量曲線Fig.2 The fractional flow curves in heterogeneous core during polymer+PPG flooding

由圖2可知,注入聚合物加PPG復(fù)配體系后,高低滲管發(fā)生液流轉(zhuǎn)向——高滲管產(chǎn)液率下降,由95%左右下降到30%左右,低滲管產(chǎn)液率上升,由5%左右上升到70%左右.由于PPG顆粒非連續(xù)性運(yùn)移,高低滲管分流量出現(xiàn)波動(dòng)性變化,液流轉(zhuǎn)向持續(xù)時(shí)間達(dá)1.5倍孔隙體積,表明聚合物加PPG體系具有持續(xù)的剖面調(diào)整能力,調(diào)剖能力比聚合物的高.

1.5 驅(qū)油效果

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究雙管模型水驅(qū)、聚合物驅(qū)后不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效果,不同驅(qū)油體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3.由表3可知,聚合物驅(qū)后再注入高質(zhì)量濃度聚合物,由于提高波及能力有限,提高采收率幅度較小,為3.3%.聚合物驅(qū)后注入P加S二元體系,與前期聚合物波及能力接近,主要通過提高洗油效率增加采收率,提高采收率幅度也較小,為4.9%.聚合物驅(qū)后注入非均相復(fù)合體系,不僅發(fā)揮PPG調(diào)整剖面擴(kuò)大波及體積的作用,同時(shí)疊加表面活性劑超低界面張力帶來的洗油效率,提高采收率幅度較高,達(dá)到13.6%,高于聚合物驅(qū)后二元驅(qū)(4.9%)和聚合物加PPG驅(qū)(7.8%)兩者之和,非均相復(fù)合體系各組分起到了協(xié)同增效作用.

表3 不同驅(qū)油體系驅(qū)油效果Table 3 The oil recovery of different flooding systems

2 礦場試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)區(qū)概況

非均相復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)區(qū)位于孤島中一區(qū)Ng3中部,1971年投產(chǎn),1974年注水開發(fā),1992年和1994年分別開展聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)和擴(kuò)大試驗(yàn),取得較好降水增油效果,提高采收率10%以上.2005年聚合物驅(qū)效果基本結(jié)束,進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)開發(fā).

聚合物驅(qū)后,儲(chǔ)層物性參數(shù)發(fā)生較大變化,孔隙度由初期的35.2%上升到目前的39.0%,滲透率由初期的1.57μm2上升到目前的2.61μm2,粒度中值由初期的0.126 mm逐漸增大到0.179 mm,泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)由初期的9%下降到目前的7%.中一區(qū)Ng3儲(chǔ)層的成巖作用較弱,開發(fā)過程中黏土礦物發(fā)生剝離、運(yùn)移,使得孔隙度、滲透率和粒度中值呈逐漸增大的趨勢(shì),油藏非均質(zhì)性加強(qiáng).

2.2 注入方案

考慮油藏的非均質(zhì)性,為減緩驅(qū)油體系在油層中的“指進(jìn)”和“竄流”,設(shè)計(jì)“階梯型”兩段塞注入方式.第一段塞為前緣保護(hù)及犧牲段塞,注入0.05 PV(PV為注入孔隙體積倍數(shù))較高質(zhì)量濃度的聚合物加PPG溶液,聚合物和PPG質(zhì)量濃度為1.5 g·L-1.主段塞注入0.30 PV非均相復(fù)合驅(qū)油體系:表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%,聚合物和PPG質(zhì)量濃度為1.2 g·L-1.

礦場于2010年11月實(shí)施注入,首先注入前緣保護(hù)段塞,2011年11月注入非均相復(fù)合驅(qū)主段塞,到2013年6月,累積注入地下孔隙體積倍數(shù)為0.20,完成方案設(shè)計(jì)的60%左右.

2.3 實(shí)施效果

2.3.1 注入壓力

油藏條件下驅(qū)油體系具有較強(qiáng)封堵調(diào)剖能力,最明顯表征是注入井壓力上升和吸水剖面得到調(diào)整.

從試驗(yàn)區(qū)注入壓力變化看,前置段塞注入后,注入井壓力普遍上升,單井壓力上升1.1～3.4 MPa,平均注入壓力從注入前的7.6 MPa最高上升到10.2 MPa,目前穩(wěn)定在9.7 MPa,注入壓力最高上升2.6 MPa.中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)同期壓力從6.0 MPa上升到6.8 MPa,上升0.8 MPa,非均相復(fù)合驅(qū)壓力升幅高于同期聚合物驅(qū)的,說明非均相體系在油藏運(yùn)移過程中形成有效封堵,其封堵能力比聚合物的高.

2.3.2 霍爾阻力因數(shù)

注入井注入不同流體,霍爾曲線反映為不同直線段,用曲線分段回歸求取各直線段的斜率,其斜率與水驅(qū)直線段斜率之比為阻力因數(shù).阻力因數(shù)越大,地層導(dǎo)流能力越低.

根據(jù)注入井動(dòng)態(tài)資料繪制霍爾曲線圖,計(jì)算試驗(yàn)區(qū)霍爾阻力因數(shù)為2.2,而中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)的阻力因數(shù)為1.4,非均相復(fù)合驅(qū)阻力因數(shù)高于聚合物驅(qū)的,說明非均相復(fù)合驅(qū)能明顯降低油層的導(dǎo)流能力.

2.3.3 吸水剖面

吸水剖面變化是評(píng)價(jià)油層縱向非均質(zhì)性改善的重要參數(shù).分析礦場吸水剖面連續(xù)監(jiān)測(cè)資料,非均相復(fù)合驅(qū)能夠使縱向各層吸水量發(fā)生交替變化,不同于聚合物驅(qū)和二元驅(qū)僅僅改善縱向非均質(zhì)性的特點(diǎn).11-311井相對(duì)吸水量統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表4.

表4 11—311井相對(duì)吸水量統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table 4 The statistics of relative injection rate of well 11—311

由表4可知,11-311井注入Ng33、Ng34、Ng35三個(gè)層,聚合物驅(qū)前主要是Ng35層吸水;聚合物驅(qū)后Ng33層相對(duì)吸水量增加到20%左右,Ng34層相對(duì)吸水量增加到10%左右,縱向吸水剖面得到改善.聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)后,Ng35層100%吸水,縱向上層間吸水差異變大.非均相復(fù)合驅(qū)礦場實(shí)施后,縱向上各層位吸水量一直呈現(xiàn)交替變化.非均相體系注入3個(gè)月后,Ng33層相對(duì)吸水量上升到44.1%,Ng35層相對(duì)吸水量下降到51.2%;非均相體系注入7個(gè)月,Ng33層相對(duì)吸水量下降到30.2%,Ng35層相對(duì)吸水量上升到64.8%,Ng34層相對(duì)吸水量變化不大;非均相體系注入14個(gè)月后,Ng33層相對(duì)吸水量又上升到35.6%,Ng35層相對(duì)吸水量下降到53.0%,Ng34層相對(duì)吸水量上升到11.4%,說明非均相體系具有交替封堵的特點(diǎn),與前面實(shí)驗(yàn)液流轉(zhuǎn)向結(jié)果一致.

試驗(yàn)初期由于高滲層的滲流阻力較低,非均相體系主要進(jìn)入高滲層,使高滲層滲流阻力不斷增加,吸水能力下降,當(dāng)高滲層的滲流阻力高于中低滲層的滲流阻力時(shí),中低滲層開始吸水,縱向吸水剖面改善.當(dāng)注入壓力升高到一定程度后,較高的壓力使PPG顆粒能夠變形通過孔喉,層內(nèi)壓力降低,吸水能力開始上升.PPG顆粒在地層中不斷重復(fù)增加滲流阻力→壓力升高→變形通過→壓力降低的過程,從而使非均相體系表現(xiàn)出交替封堵的特點(diǎn).

2.3.4 生產(chǎn)井見效特征

試驗(yàn)區(qū)有10口生產(chǎn)井,目前7口井見到明顯降水增油效果,平均單井產(chǎn)油量由試驗(yàn)前的2.0 t/d左右上升至目前的7.9 t/d,日增油近4倍;綜合含水率由試驗(yàn)前的97.5%下降到目前的83.5%,下降14.0%,同期聚合物驅(qū)礦場試驗(yàn)和二元驅(qū)礦場試驗(yàn)的增油倍數(shù)分別為1.9和3.3;綜合含水率下降幅度分別為7.0%和9.7%,非均相復(fù)合驅(qū)增油倍數(shù)和含水率下降幅度均比同期聚合物驅(qū)和二元驅(qū)的高.

從生產(chǎn)井見效情況看,非均相復(fù)合驅(qū)見效特征不同于聚合物驅(qū)和二元驅(qū)的,聚合物驅(qū)和二元驅(qū)見效井綜合含水率一般呈漏斗型,非均相驅(qū)見效井綜合含水率均呈臺(tái)階式直線下降.如12X3012井為礦場試驗(yàn)新鉆井(見圖3),產(chǎn)液量為45.0 t/d左右,產(chǎn)油量由5.0 t/d左右臺(tái)階式上升到10.0 t/d,穩(wěn)定一段時(shí)間后臺(tái)階式上升到20.0 t/d左右穩(wěn)定,然后又臺(tái)階式上升到30.0 t/d左右;相應(yīng)的綜合含水率由試驗(yàn)前的90%左右臺(tái)階式下降到80%左右,穩(wěn)定一段時(shí)間后臺(tái)階式下降到60%左右穩(wěn)定,然后臺(tái)階式下降到30%左右.結(jié)合前面吸水剖面交替變化的特點(diǎn),非均相體系能交替封堵注入層、轉(zhuǎn)向式驅(qū)替各小層的剩余油.

圖3 12X3012井生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curve of well 12X3012

3 結(jié)論

(1)黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG的阻力因數(shù)、封堵效率、非均質(zhì)剖面調(diào)整能力強(qiáng)于聚合物的,適合長期驅(qū)替應(yīng)用.

(2)非均相復(fù)合驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)提高聚合物驅(qū)后采收率13.6%,高于聚合物驅(qū)后二元驅(qū)和聚合物加PPG驅(qū)二者之和;礦場動(dòng)態(tài)特征不同于聚合物驅(qū)和二元驅(qū)的,縱向吸水剖面發(fā)生交替變化,見效井綜合含水率呈臺(tái)階式直線下降,具有交替封堵、轉(zhuǎn)向式驅(qū)替各小層剩余油的特點(diǎn).

(3)孤島中一區(qū)Ng3非均相復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)取得較好效果,試驗(yàn)期間注入壓力上升2.6 MPa,阻力因數(shù)升高到2.2,7口生產(chǎn)井見到明顯降水增油效果,增油倍數(shù)和綜合含水率下降幅度均高于同期聚合物驅(qū)和二元驅(qū)的,可成為聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步提高采收率的有效方法.

(4)由于礦場試驗(yàn)仍在實(shí)施中,今后需在如何促進(jìn)平面均衡見效、保持合理的采液速度、有效預(yù)防化學(xué)劑竄流等方面開展深入研究.

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TE357.46

A

2095- 4107(2014)01- 0063- 06

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.01.009

2013- 10- 23;編輯:關(guān)開澄

國家重大科技專項(xiàng)(2011ZX05011)

張 莉(1974-),女,博士后,高級(jí)工程師,主要從事三次采油方面的研究.