雙河油田欠注井注聚堵塞研究

付美龍 黃 倩 劉傳宗

1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院 2.中國石油玉門油田分公司鉆采工程研究院

雙河油田欠注井注聚堵塞研究

付美龍1黃 倩1劉傳宗2

1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院 2.中國石油玉門油田分公司鉆采工程研究院

根據(jù)雙河油田北塊Ⅳ1-3層系注聚井欠注和注入壓力過高的狀況，開展了聚合物注入特征的研究，其中包括聚驅(qū)過程中的注入速度、濃度、壓力梯度、巖心滲透率和溶液黏度對注入性的影響。實(shí)驗(yàn)表明，注聚濃度對注入性的影響最大，注入速度對注入性的影響最小。滲透率對聚合物的注入性以及在儲(chǔ)層中的傳播能力均會(huì)產(chǎn)生影響，當(dāng)巖心滲透率<0.8 μm2時(shí)，機(jī)械捕集和吸附共同作用，巖心后部堵塞程度大于前部；當(dāng)巖心滲透率>0.8 μm2，聚合物溶液會(huì)進(jìn)入到巖心深部，只有吸附發(fā)生作用，導(dǎo)致孔喉輕微堵塞。同時(shí)在注聚實(shí)驗(yàn)中巖樣后部的壓力梯度達(dá)到了最大值，說明在后部產(chǎn)生了堵塞。在現(xiàn)場實(shí)施聚合物濃度調(diào)節(jié)后，發(fā)現(xiàn)油田現(xiàn)場欠注下降率最大達(dá)到35%，說明可以有效改善注聚井注入性，是實(shí)現(xiàn)提壓增注的有利途徑。

注聚井 注入特征 注入?yún)?shù) 堵塞程度 雙河油田

利用聚驅(qū)進(jìn)行開采的過程中，聚合物的注入量在不斷增長，而油田聚合物的綜合注入情況卻在逐漸變差，例如注聚井欠注嚴(yán)重和注入壓力過高等[1-4]。河南油田雙河北塊Ⅳ1-3層系縱向上巖性變化不大，主要以細(xì)砂巖為主，儲(chǔ)層孔隙度11%～12%，平均滲透率0.16 μm2，層間滲透率極差小于4，層內(nèi)滲透率極差一般小于2，其非均質(zhì)性較弱。雙河區(qū)注聚井中，在保持注聚濃度以及黏度相對穩(wěn)定的條件下，聚驅(qū)期間的地下流動(dòng)阻力會(huì)增加，導(dǎo)致注入壓力不斷上升。截至2009年，31口注聚井的注入壓力已達(dá)到系統(tǒng)壓力值，其中有15口井15層欠注，配注1 260 m3/d，實(shí)注643 m3/d，欠注617 m3/d。目前，由于Ⅳ1-3層系受欠注影響，前期見效好的部分油井出現(xiàn)了能量下降、注采失調(diào)的現(xiàn)象，雖能達(dá)到配注，但注入壓力偏高，制約了層系調(diào)整，為后期層系在見效高峰期保持穩(wěn)定生產(chǎn)帶來了極大的危脅。國內(nèi)外研究分析了完井或試注方式造成的堵塞影響、注入液濃度對地層堵塞的影響以及注聚合物相對分子質(zhì)量的影響等[5]。同時(shí)根據(jù)研究可知，對于聚合物來說，主要的堵塞機(jī)理包括有吸附作用、機(jī)械滯留和水力滯留。故本研究從注聚井注入特征入手，以室內(nèi)測試實(shí)驗(yàn)和理論研究為根據(jù)[6]，優(yōu)化聚驅(qū)過程中的注入?yún)?shù)，為以后開展注聚井的解堵技術(shù)方案提供必要的實(shí)踐依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及試驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)材料：河南油田地層天然巖心、注入水以及聚合物3630s、1630、正力Ⅱ型(其中聚合物的相對分子質(zhì)量分別為1 960×104、2 200×104、2 200×104，水解度分別為19.4%、24%、24%)。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要有：巖心流動(dòng)裝置和DV-3布氏黏度測試計(jì)。巖心流動(dòng)裝置主要包括：巖心注入設(shè)備、夾持器、出口處計(jì)量設(shè)備。其中，巖心夾持器為多測點(diǎn)長巖心夾持器，其測壓點(diǎn)分別在入口端、1/3處、1/2處及2/3處，出口端為大氣壓，連接壓力表。

1.2 實(shí)驗(yàn)流程

1.2.1 長巖心拼接方法

(1)

1.2.2 堵塞程度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)中，滲透率是分析儲(chǔ)層損害的常規(guī)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)之一。然而對聚合物來說，由于在聚驅(qū)過程中該溶液的黏度不是一個(gè)恒定值，若仍單一地使用滲透率指標(biāo)來評(píng)價(jià)顯然是不準(zhǔn)確的[8]。根據(jù)相關(guān)調(diào)研認(rèn)為，對聚合物注入性的評(píng)價(jià)應(yīng)從如下幾點(diǎn)出發(fā)：①注入壓力是否穩(wěn)定；②側(cè)孔與入口、側(cè)孔與實(shí)測側(cè)孔的壓力差異程度(均由壓力梯度進(jìn)行計(jì)算)；③穩(wěn)定滲流能力。最后以巖心入口端壓力的穩(wěn)定性、實(shí)測側(cè)孔壓力/計(jì)算側(cè)孔壓力作為評(píng)價(jià)堵塞程度的指標(biāo)，詳細(xì)數(shù)據(jù)范圍如表1所示。

表1 聚驅(qū)堵塞程度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table1 Evaluationcriteriaforcloggingdegreeofpolymerflooding入口壓力穩(wěn)定入口壓力不穩(wěn)定Pbr/%100≥7070～40≤40100≥7070～4040～20<20堵塞程度無輕微輕偏中中等無輕微中等強(qiáng)特強(qiáng) Pbr=實(shí)測側(cè)孔壓力/計(jì)算側(cè)孔壓力。

1.2.3 實(shí)驗(yàn)方法

本次實(shí)驗(yàn)主要從以下幾方面開展理論基礎(chǔ)研究：通過Pbr值的變化研究各因素對注入性的影響；通過聚合物驅(qū)替過程中長巖心前部、中部、后部壓力梯度隨注入孔隙體積的變化研究注聚過程中的壓力變化規(guī)律；通過注聚前后聚合物黏度大小的改變研究在巖心中受剪切后該溶液黏度的變化規(guī)律。

2 結(jié)果與討論

2.1 注聚過程中溶液黏度的變化規(guī)律

在不同滲透率的巖心中，以不同注入速度注入不同濃度的聚合物溶液，收集出口端流出液，在70 ℃、7.34 s-1下測其黏度。聚驅(qū)中3種溶液黏度的變化規(guī)律見表2。

表2 聚驅(qū)過程中3種聚合物的黏度變化規(guī)律Table2 Viscosityvariationofthreekindsofpolymer(1500mg/Land2000mg/L)inpolymerfloodingprocess(70℃,7.34s-1)ρ/(mg·L-1)聚合物原始黏度/(mPa·s)滲透率/μm2注入速度/(mL·min-1)0.50.81.01.251.515003630s38.70.09737.235.433.531.930.70.49437.836.835.935.234.6163032.40.10631.329.928.727.726.80.51231.430.529.729.028.4正力Ⅱ型43.50.10741.740.339.238.337.60.51842.341.240.339.638.920003630s57.90.08755.653.451.750.249.10.48556.354.953.752.751.8163049.80.10846.744.843.442.141.20.49947.646.545.745.244.3正力Ⅱ型65.70.10662.559.657.155.554.10.51563.661.760.558.457.2

由表2可知，隨注入速度的增大，黏度損失增加。因?yàn)楫?dāng)注入速度增加時(shí)，聚合物在喉道內(nèi)的剪切速率增大，造成聚合物溶液的剪切降解，使黏度下降；其次，當(dāng)溶液濃度增大時(shí)，聚合物初始液與實(shí)驗(yàn)產(chǎn)物的黏度值會(huì)變大，同時(shí)溶液通過巖心時(shí)的吸附滯留量也增大，但吸附滯留量的變化幅度會(huì)逐漸變小，致使黏度產(chǎn)生相應(yīng)的變化；最后，當(dāng)巖心的滲透率減小時(shí)，孔喉半徑中值會(huì)變小，而其巖石比表面較大，導(dǎo)致溶液分子的機(jī)械滯留量增加，所以溶液黏度損失也就增大。同時(shí)在相同注入速率下，小孔喉中的流體剪切速率大得多，也會(huì)造成一定的黏度損失[9]。

2.2 注聚過程中各因素的影響

2.2.1 注入速度對注入性的影響

選擇氣測滲透率接近0.5 μm2的3塊天然巖心，使用雙河區(qū)注入水分別調(diào)配質(zhì)量濃度1 500 mg/L的3630s、1630、正力Ⅱ型聚合物溶液，并依次以0.5 mL/min、0.8 mL/min、1.0 mL/min、1.25 mL/min、1.5 mL/min的速度注入，待入口壓力穩(wěn)定后，測試其堵塞程度，結(jié)果見圖1。

由圖1可看出，3種聚合物溶液對巖心造成的堵塞程度均隨注入速度的增加而逐漸增大。一方面是因?yàn)楫?dāng)注入速度增加時(shí)，水動(dòng)力滯留也會(huì)隨之增加；另一方面是由于聚合物所具有的黏彈性，使其在驅(qū)替過程中的拉伸程度和拉伸后的附加壓力均有所增大，導(dǎo)致聚合物分子出現(xiàn)了最佳形變，并產(chǎn)生了驅(qū)動(dòng)其逐漸向巖心深部運(yùn)移的推動(dòng)力，緩解了巖心的堵塞傷害[10]。觀察曲線發(fā)現(xiàn)，隨著注入速度的增大，Pbr值減小，但仍大于70%。根據(jù)聚驅(qū)堵塞程度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，巖心發(fā)生了輕微堵塞，說明此時(shí)巖心中水動(dòng)力滯留作用更突出，但其堵塞程度變化不大，注入速度對注入性的影響較小。

2.2.2 注入濃度對注入性的影響

使用注入水分別調(diào)配質(zhì)量濃度1 200 mg/L、1 500 mg/L、1 800 mg/L、2 000 mg/L、2 200 mg/L的聚合物溶液，按濃度從小到大的順序依次進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。準(zhǔn)備氣測滲透率大小接近于0.5 μm2的天然巖心，并設(shè)定速度為0.5 mL/min進(jìn)行注入試驗(yàn)，待入口壓力穩(wěn)定后，測試其堵塞程度，結(jié)果見圖2。

由圖2可看出，3630s和1630的注入質(zhì)量濃度≤2 000 mg/L時(shí)，Pbr大于70%，表現(xiàn)為輕微堵塞；而當(dāng)質(zhì)量濃度為2 200 mg/L時(shí)，Pbr下降至67.02%，呈輕微偏中堵塞；正力Ⅱ型的注入質(zhì)量濃度≤1 800 mg/L時(shí)，Pbr大于70%，均屬于輕微堵塞，當(dāng)其質(zhì)量濃度分別為2 000 mg/L和2 200 mg/L時(shí)，Pbr為64.80%和58.54%，呈輕微偏中堵塞。說明隨著注聚濃度的增大，該分子在巖心中產(chǎn)生了吸附滯留，導(dǎo)致了堵塞程度加強(qiáng)[11]。結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測試，要求在油田實(shí)際應(yīng)用中注入3630s或1630時(shí)，應(yīng)控制其質(zhì)量濃度≤2 000 mg/L，聚合物正力Ⅱ型的質(zhì)量濃度應(yīng)≤1 800 mg/L。

2.2.3 滲透率對注入性的影響

設(shè)定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4組滲透率大小接近的巖樣，每組3塊，按長巖心拼接方法進(jìn)行拼接。其中，Ⅰ組滲透率KA=0.1 μm2、Ⅱ組滲透率KB=0.5 μm2、Ⅲ組滲透率KC=1.0 μm2、Ⅳ組滲透率KD=1.5 μm2，聚合物分別為3630s、1630、正力Ⅱ型，設(shè)定實(shí)驗(yàn)流速為0.5 mL/min，調(diào)配聚合物質(zhì)量濃度為1 800 mg/L，分別測試入口壓力以及1/3處、2/3處(距入口端)的側(cè)孔壓力，待入口壓力穩(wěn)定后，計(jì)算Pbr值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

從圖3可看出，當(dāng)巖心滲透率<0.8 μm2時(shí)，后部堵塞程度均大于前部；而在滲透率達(dá)到1.0 μm2左右時(shí)，前、后部Pbr值均大于70%，說明整個(gè)巖心只發(fā)生了輕微堵塞；當(dāng)滲透率超過1.0 μm2，前、后部Pbr值基本趨于穩(wěn)定，輕微堵塞主要發(fā)生在后部。在較小滲透率的巖心中，分布著較多的窄孔喉，驅(qū)替過程中，聚合物溶液流動(dòng)到這些窄孔喉處時(shí),會(huì)受壓產(chǎn)生形變,由于聚合物溶液的黏彈性效應(yīng),使流體在孔喉處的壓力損失和阻力增加,導(dǎo)致滯留產(chǎn)生，并造成封堵。故巖心滲透率越小，注入介質(zhì)的機(jī)械滯留情況就會(huì)越嚴(yán)重[12]。當(dāng)滲透率增大時(shí)，巖心流動(dòng)通道尺寸也會(huì)變大，而溶液分子在孔喉中的機(jī)械滯留則會(huì)變少，此時(shí)的機(jī)械滯留與吸附共同引起堵塞；當(dāng)滲透率再次增大(>1.0 μm2)，巖心流動(dòng)通道對于聚合物分子而言非?！皩挸ā保词拱l(fā)生吸附滯留，仍有大部分的聚合物分子會(huì)很容易地進(jìn)入到巖心深部[13]。

2.3 注聚過程中壓力變化規(guī)律的研究

以0.5 mL/min的注入速度向滲透率分別為0.1 μm2和0.5 μm2左右的長巖心注入質(zhì)量濃度1 800 mg/L的正力Ⅱ型溶液(其中，長巖心是由多個(gè)分布均勻、巖性相近的短巖心拼接而成)，分別記錄入口端壓力以及1/3處、2/3處(距入口端)的側(cè)孔壓力，并計(jì)算壓力梯度。不同滲透率的壓力梯度隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線如圖4所示。

由圖4可知，在聚驅(qū)過程中，實(shí)驗(yàn)測試前部、中部和后部壓力梯度的變化趨勢均相同，處于先增加后達(dá)到平穩(wěn)的狀態(tài)。對比發(fā)現(xiàn)，巖心后部的壓力梯度普遍高于前部和中部，故認(rèn)為堵塞位置應(yīng)在巖心的后部。同一種聚合物在注入較大滲透率的巖心時(shí)，其壓力梯度會(huì)較小。聚合物溶液的黏度和其在儲(chǔ)層中的吸附、滯留是導(dǎo)致注入壓力上升的根本原因[14]。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

雙北IV1-3層系的高溫聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)了注聚井49 口，其中33 口井實(shí)施調(diào)剖，16 口井進(jìn)行直接注聚。在雙河油田現(xiàn)場應(yīng)用中，調(diào)整聚合物正力Ⅱ型、1630、3630s的注入濃度，對比改善前后的現(xiàn)場注入情況(見表3)。其中，1630、3630s兩種聚合物的注聚質(zhì)量濃度調(diào)節(jié)至1 600 mg/L(≤2 000 mg/L)、正力Ⅱ型的注入質(zhì)量濃度調(diào)節(jié)至1 400 mg/L(≤1 800 mg/L)時(shí)，欠注下降率達(dá)到最大，為35%。這說明，油田現(xiàn)場改善注聚井注入性的效果顯著，為提壓增注提供了有利的途徑。

表3 注聚井的現(xiàn)場注入情況Table3 Siteinjectioncaseofpolymerinjectionwell聚合物類型ρ/(mg·L-1)改善后現(xiàn)場應(yīng)用測試情況配注量/(m3·d-1)實(shí)注量/(m3·d-1)欠注量/(m3·d-1)欠注下降率/%正力Ⅱ型1400127487040434.6916301600126185240933.713630s1600126886740135改善前現(xiàn)場應(yīng)用測試情況1260643617

4 結(jié) 論

(1) 當(dāng)注入速度、注聚濃度增大時(shí)，聚合物溶液對巖心的堵塞程度也會(huì)隨之增大。其中，注入速度對儲(chǔ)層的堵塞程度影響相對較小，因此，聚驅(qū)時(shí)的注入速度應(yīng)以具體區(qū)塊的產(chǎn)油量為依據(jù)進(jìn)行適當(dāng)選擇。聚合物溶液的注入濃度為主要影響因素，在雙河區(qū)，3630s和1630聚合物的注入質(zhì)量濃度應(yīng)≤2 000 mg/L，正力Ⅱ型的則應(yīng)≤1 800 mg/L。

(2) 巖石滲透率對聚驅(qū)的注入性和溶液在儲(chǔ)層中的流動(dòng)能力會(huì)產(chǎn)生一定的影響，當(dāng)巖心滲透率<0.8 μm2時(shí)，孔喉中后部堵塞程度大于前部；當(dāng)滲透率逐漸增大(>0.8 μm2)，堵塞主要發(fā)生在后部。

(3) 在聚合物驅(qū)替過程中，巖心前部、中部和后部的壓力梯度均處于先增加后達(dá)到平穩(wěn)的狀態(tài)，其后部的壓力梯度最高，說明堵塞部位主要發(fā)生在后部。

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Research of clogging in polymer injection wells of Shuanghe Oilfield

Fu Meilong1, Huang Qian1, Liu Chuanzong2

1. College of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan, Hubei, China2. Drilling & Production Engineering Institute, PetroChina Yumen Oilfield Company, Jiuquan, Gansu, China

According to the short of injection volume and high injection pressure in polymer injection block of Shuanghe Oilfield, the characteristics of the polymer injection such as injection speed, the pressure gradient, polymer concentration, the core permeability, as well as the effect of polymer viscosity on injection properties were studied. The experimental results showed that the polymer injection concentration was the most influential factor, and the injection rate was the least one. Rock permeability affected the injection of polymer solutions and propagation in the formation. When core permeability was less than 0.8 μm2, the rear plugging was greater than the front because of the combined action of mechanical trapping and adsorption. With the core permeability increased (> 0.8 μm2), polymer solution could be injected further and the plugging mechanism was only adsorption of polymers, which caused minor blockage. At the same time, the pressure gradient at the rear of the core in the polymer flooding was the highest, which indicated that the blocking part mainly occurred in the posterior part of the core. After adjusting the polymer concentration in the field, it was found that the maximum drop rate of the short of injection volume is 35%, which showed that the injection properties of polymer injection wells could be improved effectively. It is a favorable way to increase the pressure and increase the injection.

polymer injection well, injection characteristics, injection parameter, plugging degree, Shuanghe Oilfield

湖北省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目“高溫高鹽極端油藏條件下新型水基合成聚合物的研究”(2011CDA022)。

付美龍(1967-)，男，博士，教授，現(xiàn)從事油田化學(xué)和提高采收率方面的教學(xué)與科研工作。E-mail：fml990@tom.com

TE358

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.03.017

2016-08-08；編輯：馮學(xué)軍