渤海L油田高溫泡沫防竄體系優(yōu)選及注入工藝設(shè)計

任樹亮,孫艷萍,王成勝,李錦超,孫 君,林 輝,周文超,付云川

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司,天津 300452)

2011年天津分公司在渤海L油田完成了蒸汽吞吐熱采試驗,該井熱采后產(chǎn)液指數(shù)為冷采的1.5倍。但根據(jù)生產(chǎn)情況,該井注熱后增油效果不明顯,而注熱期間周邊油井有見效跡象(井流溫升高3 ℃,含水率由6%上升到40%),因此在蒸汽熱采施工過程中發(fā)生了汽竄問題。稠油油藏在經(jīng)過多輪次蒸汽吞吐之后,轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)階段,然而隨著注汽量的增加和注汽速度的提高,汽竄現(xiàn)象的出現(xiàn)是制約采出程度提高的主要矛盾。一旦發(fā)生汽竄,就會出現(xiàn)油藏加熱不均勻,從而導致蒸汽波及體積小熱效率低,經(jīng)濟效益差等問題。當發(fā)生汽竄時,蒸汽單方向突進,造成油層動用狀況不均,影響整體開發(fā)[1];蒸汽直接從生產(chǎn)井竄出,損失熱能,汽竄井排液量增加,注采井間溫度升高,出砂嚴重,有時導致邊水突進,影響生產(chǎn)等。蒸汽竄流是注蒸汽熱采過程中最棘手的難題之一。根據(jù)先導性試驗存在的問題,蒸汽熱采防竄技術(shù)是海上油田熱采亟待配套的實施技術(shù)之一。

1 試驗條件

1.1 試驗儀器

Waring Blender高速攪拌器、精密電子天平、高溫烘箱、氣體流量控制器、電熱恒溫水浴鍋、表面張力儀、一維填砂模擬裝置、高壓平流泵、泡沫發(fā)生器、回壓閥、油水分離器、填砂管(Φ25 mm×300 mm)、中間活塞容器2 000 mL。

1.2 試驗用品

高溫起泡劑HFA-1、HFA-2、HFA-3、HFA-4、HFA-5、HFA-6、HFA-7、W-3、HQ-03、TGPJ1、TGPJ2、渤海L油田模擬原油、氮氣、NaCl、CaCl2等。

1.3 試驗方法

(1)起泡劑起泡性能、穩(wěn)泡性能及耐溫性能試驗。采用Waring Blender法評價防竄體系的起泡性和穩(wěn)泡性能[2]。通過對比300 ℃下,高溫老化24 h起泡及穩(wěn)泡性能變化,來表征起泡劑耐溫性能。

(2)高溫穩(wěn)定性試驗。將起泡劑試劑配制兩組(分別為含除氧劑和不含除氧劑),同時放入高溫高壓老化罐中,將老化罐放入300 ℃高溫烘箱內(nèi),每天取樣1次,待冷卻后測量泡沫性能,測量起泡劑溶液起泡性能及穩(wěn)泡性能變化規(guī)律。

(3)注入性能研究。采用高溫高壓雙管物理模擬裝置,填制高、低不同滲透率填砂管1#、2#,設(shè)置氣液比1∶1,回壓3 MPa,注入速度為4 mL/min,記錄高低滲分流量變化。

(4)封堵性能試驗。配制泡沫體系溶液,填制高、中、低三根不同滲透率填砂管1#、2#、3#,用地層水飽和后放入烘箱中老化12 h。設(shè)置回壓3 MPa,連接1#填砂管,以2 mL/min的速度注入氣液比為1∶1的泡沫體系2PV,記錄巖心管兩端的壓差。關(guān)泵轉(zhuǎn)換為蒸汽驅(qū),回壓12 MPa,選取合適的注入速度驅(qū)替,每驅(qū)出0.1PV液體記錄壓力表讀數(shù),直到壓力穩(wěn)定為止,記錄驅(qū)替體積,更換2#、3#填砂管重復(fù)上述過程,計算阻力因子。阻力因子測定流程見圖1。

(5)氣液比優(yōu)選。制作模擬巖心,水測滲透率并計算孔隙體積;調(diào)節(jié)回壓為3 MPa;調(diào)節(jié)不同的氣液比注入氮氣泡沫體系,并記錄填砂管兩端壓差;調(diào)節(jié)回壓為12 MPa,選取合適的注入速度驅(qū)替,每驅(qū)出0.1PV液體記錄壓力表讀數(shù),直到壓力穩(wěn)定為止,記錄兩端壓差。

2 體系優(yōu)選試驗結(jié)果與分析

2.1 起泡劑起泡性能、穩(wěn)泡性能及耐溫性能試驗

試驗室優(yōu)選了11種高溫起泡劑,300 ℃下老化24 h。測量了起泡劑老化前后起泡性能及表面張力的變化[3],試驗結(jié)果見表1。

表1 高溫起泡劑耐溫前后性能對比

從表1中可以看出,所有高溫發(fā)泡劑在老化后起泡體積和半衰期較老化前相比,均有一定程度的減小。有些高溫起泡劑老化后半衰期甚至減小到幾秒鐘。通過對比,HFA-7高溫起泡劑老化前、老化后的性能都要優(yōu)于其它的高溫起泡劑。因此優(yōu)選高溫起泡劑為HFA-7。

2.2 高溫穩(wěn)定性

對比添加除氧劑和不加除氧劑兩種條件下的起泡劑綜合值見圖2。

由圖2可以看出,高溫下,時間越長,起泡劑降解越多,泡沫綜合值越低;起泡劑濃度越高,降解的越慢;添加除氧劑后,降解速度變慢,起泡劑高溫降解與氧濃度有關(guān)。含氧及不含氧環(huán)境下高溫泡沫體系均具有良好的耐溫穩(wěn)定性。

圖2 氧對起泡劑降解性能影響

2.3 注入性能

高滲管滲透率為3 025×10-3μm2,低滲管滲透率為1 523×10-3μm2,試驗結(jié)果見圖3。

圖3 選擇性注入試驗

由圖3可以看出,泡沫防竄體系注入過程中,優(yōu)先進入高滲通道,隨著注入體積的增大,高滲管中泡沫由于可以疊加的“賈敏效應(yīng)”形成封堵[4],高滲分流量減小,低滲分流量增大。試驗表明高溫泡沫防竄體系具有選擇性注入能力。

2.4 封堵性能試驗

填制高、中、低填砂管滲透率分別為5 016×10-3、3 547×10-3、1 025×10-3μm2,氣液比1∶1,注入泡沫體系及蒸汽驅(qū)回壓分別為3、12 MPa,試驗結(jié)果見圖4。

由圖4可知,高溫泡沫防竄體系的阻力因子會隨著巖心滲透率的增加而增大。泡沫在低滲層中運移時,由于低滲層孔喉半徑小,產(chǎn)生的毛細管壓力大,液膜到較大壓力而易于破裂,因而封堵能力較差。當滲透率高時,會產(chǎn)生穩(wěn)定的泡沫,在空隙處由于泡沫可以疊加的“賈敏效應(yīng)”,使封堵效果進一步增強。

泡沫防竄體系對高滲透儲層封堵能力強,對低滲透儲層封堵能力相對較弱,具有一定的選擇性封堵能力[5]。

圖4 滲透率對泡沫體系封堵性能影響

3 蒸汽防竄工藝設(shè)計

3.1 氣液比優(yōu)選

在泡沫的注入過程中氣體組分與液體組分的體積比稱為泡沫氣液比。氣液比直接影響地層中生成泡沫的質(zhì)量,進而對地層中泡沫的穩(wěn)定及再生能力造成影響,從而影響封堵效果。

試驗不同氣液比下的阻力系數(shù),結(jié)果見圖5。

圖5 不同氣液比與阻力系數(shù)關(guān)系

隨著氣液比的增大,阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)隨之增大。當氣液比增加到3∶1時,發(fā)生汽竄。綜合經(jīng)濟性及試驗結(jié)果,建議采用氣液比為1∶1～2∶1。

3.2 注入方式設(shè)計

根據(jù)氮氣泡沫防竄工藝的現(xiàn)場應(yīng)用情況,目前注入方式有以下二種。

(1)伴蒸汽注入方式。采用油管注入蒸汽及起泡劑溶液,由套管注入氮氣的注入工藝示意圖見圖6。

該注入方式具有施工方便、工藝簡單的特點,但也存在以下問題:

起泡劑溶液是常溫,與蒸汽混合后會降低蒸汽溫度和蒸汽干度;溫度超過300 ℃后,起泡劑降解速度加快,影響起泡性能;氮氣泡沫與蒸汽同時注入,會增加熱采工藝的復(fù)雜性和平臺占用空間,不適合海上平臺使用。

圖6 伴蒸汽注入示意圖

(2)前置段塞注入方式。氮氣泡沫作為前置段塞,由油管注入,后續(xù)蒸汽也通過油管注入,示意圖見圖7。這種方式優(yōu)點為注蒸汽與注氮氣泡沫分開施工,二者互不干擾;工藝相對簡單,有利于現(xiàn)場操作。

圖7 前置段塞注入示意圖

(3)氮氣-發(fā)泡劑分注法注入方式。起泡劑溶液作為前置段塞注入,然后從油管注入飽和濕蒸汽,套管注入N2,地層起泡。示意圖見圖8。

該注入方式可以有針對性封堵汽竄通道,但由于高溫泡沫體系與蒸汽直接接觸,泡沫強度有所降低。

圖8 適用于海上油田條件新型注入方式示意圖

3.3 注入量設(shè)計

以渤海L油田某油藏為例,通過油藏數(shù)值模擬的方式,研究了注蒸汽過程中溫度場和壓力場的變化趨勢,如圖9、10所示。

圖9 渤海L油田某油藏注蒸汽溫度場變化

可以看出,注入蒸汽過程中,溫度波及半徑為5 m左右,長度為100 m左右,高壓區(qū)半徑為5 m左右,長度為150 m左右。注入量為

V=πLr2φ.

(1)

式中,V為注入量,m3;L為封堵水平井段長度，m;R

為封堵半徑,m;φ為孔隙度。

圖10 渤海L油田某油藏注蒸汽壓力場變化

以渤海L油田某油藏為例,數(shù)據(jù)參數(shù)及注入量如表2所示。

表2 渤海L油田注入量設(shè)計

4 結(jié) 論

(1)通過高溫老化試驗,優(yōu)選出高溫泡沫體系,耐溫性能可達300 ℃,具有良好的高溫穩(wěn)定性。

(2)以渤海L油田明化組為目標儲層,進行了高溫(300 ℃)條件下的巖心流動試驗,高溫泡沫體系具有良好的選擇性注入性和選擇性封堵性,高溫條件下殘余阻力系數(shù)大于2.0。

(3)針對海上工藝特點研究了注蒸汽防竄工藝;氣液比采用1:1～2:1;采用前置段塞注入或氮氣-發(fā)泡劑分注法注入方式為主;根據(jù)水平井井型特點結(jié)合陸上油田實踐經(jīng)驗,設(shè)計段塞不低于400 m3。

(4)建議在渤海L油田注蒸汽熱采過程中進行現(xiàn)場防竄試驗。

[參考文獻]

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[5] 郭達吉,王龍,王雙慶.高溫氮氣泡沫調(diào)剖控水技術(shù)的應(yīng)用及發(fā)展方向[J].石油石化節(jié)能,2011(3):13-15.