常規(guī)稠油邊水油藏氮?dú)馀菽种扑衷囼?yàn)

王杰祥,王騰飛,任文龍,韓 蕾,夏金娜

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

常規(guī)稠油邊水油藏氮?dú)馀菽种扑衷囼?yàn)

王杰祥,王騰飛,任文龍,韓 蕾,夏金娜

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

稠油開發(fā)中油藏邊水的存在造成吞吐井迅速水淹,產(chǎn)量急劇降低。根據(jù)河南油田邊水稠油油藏的特點(diǎn),建立能夠模擬油藏邊水的蒸汽吞吐物理模擬試驗(yàn)裝置,在分析泡沫劑和稠油性能基礎(chǔ)上對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊懸蛩丶皯?yīng)用條件進(jìn)行研究。結(jié)果表明:氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)適用于原油黏度較低、邊水能量適中、非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏,且在強(qiáng)水淹時(shí)實(shí)施能取得較好的抑制邊水效果,應(yīng)先注入N2段塞,再注N2泡沫段塞,然后N2與蒸汽混注；試驗(yàn)期累積增油9691 t,平均含水率下降9.2%,單井油氣比提高0.11,投入產(chǎn)出比為1∶1.72,控水增油效果明顯,達(dá)到了抑制邊水的目的。

油藏；稠油；蒸汽吞吐；邊水；氮?dú)馀菽?/p>

蒸汽吞吐能大幅度提高稠油油藏的采收率[1-5],抑制稠油油藏邊水入侵,進(jìn)一步提高邊水稠油油藏的采收率是目前稠油油藏開發(fā)中亟待解決的問題[6-8]。泡沫由于具有“堵水不堵油、堵大不堵小”的優(yōu)良特性,被廣泛應(yīng)用于酸化、壓裂、調(diào)剖、堵水等增產(chǎn)措施中[9-14]。在邊水水淹嚴(yán)重的吞吐井中注入氮?dú)馀菽?封堵高含水高滲透層段,使蒸汽轉(zhuǎn)向未波及的高含油層段,達(dá)到降水增油、抑制邊水推進(jìn)、提高邊水油藏開發(fā)效果的目的。河南油田稠油油藏邊水能量強(qiáng),水油體積比大,蒸汽吞吐開發(fā)中邊水侵入嚴(yán)重。筆者建立一套能夠模擬油藏邊水的蒸汽吞吐物模模型,對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊懸蛩丶皯?yīng)用條件進(jìn)行試驗(yàn)研究。

1 試 驗(yàn)

1.1 泡沫劑性能評(píng)價(jià)

對(duì)油田提供的高溫泡沫劑的起泡和穩(wěn)泡性能、常溫和高溫(250℃)下的封堵性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。采用攪拌法測(cè)定起泡體積和泡沫半衰期；用一維填砂模型(Φ25 mm×600 mm)以阻力因子為指標(biāo)評(píng)價(jià)封堵性能,流量1 mL/min下測(cè)定基礎(chǔ)壓差,泡沫劑與氮?dú)?∶1混注,測(cè)定注入速度為1 mL/min時(shí)的泡沫阻力因子,填砂管兩端壓差穩(wěn)定后轉(zhuǎn)注地層水,注入速度為1 mL/min,注入4VP(VP為孔隙體積)后停止試驗(yàn),測(cè)定殘余阻力因子。

1.2 原油物性評(píng)價(jià)

測(cè)定新9409和新57141油樣的凝點(diǎn)、密度、族組分及黏溫特性。

1.3 氮?dú)馀菽种七吽囼?yàn)

針對(duì)河南油田熱采單元具有邊水的稠油油藏的特點(diǎn),建立能夠模擬油藏邊水的蒸汽吞吐物理模擬試驗(yàn)裝置,如圖1所示。研究油層水淹程度(以周期綜合含水率表征)、邊水能量(以邊水壓力表征)、原油物性(主要為黏度)、油層非均質(zhì)性(以滲透率級(jí)差表征)以及注入方式對(duì)氮?dú)馀菽种七吽Ч挠绊?并在此基礎(chǔ)上優(yōu)選出氮?dú)馀菽舛逻吽膽?yīng)用條件。

圖1 蒸汽吞吐模擬試驗(yàn)裝置示意圖Fig.1 Sketch map of steam stimulation experimental device

試驗(yàn)溫度50℃,模型尺寸Φ25 mm×1000 mm,用水為河南油田模擬污水(水型NaHCO3,礦化度4.735 g/L),用油為河南油田提供脫水脫氣稠油油樣,蒸汽溫度250℃、干度70%。試驗(yàn)方法:連接試驗(yàn)裝置,檢查氣密性,飽和水、飽和油,注蒸汽后燜井,打開邊水,放噴生產(chǎn),產(chǎn)水率達(dá)到98%時(shí)周期結(jié)束,記錄產(chǎn)油量與產(chǎn)水量,計(jì)算原油采出程度與周期綜合含水率。當(dāng)周期綜合含水率達(dá)到預(yù)定值(模擬不同水淹程度)時(shí),注氮?dú)馀菽?N2+N2蒸汽,燜井,開井生產(chǎn),后續(xù)氮?dú)馀菽?N2+N2蒸汽至周期綜合含水率98%。

2 結(jié)果討論

2.1 泡沫劑性能

常溫下,質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的泡沫劑溶液100 mL高速攪拌1 min后產(chǎn)生泡沫690 mL,泡沫半衰期可超過140 min,泡沫體系起泡體積大,半衰期長(zhǎng),表明河泡沫劑具有良好的起泡和泡沫穩(wěn)定性能。

常溫和高溫下的封堵性能試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示,試驗(yàn)中填砂管滲透率為1.5 μm2。

圖2 泡沫封堵性能評(píng)價(jià)Fig.2 Evaluation of foam sealing characteristics

由圖2可知:常溫和高溫下,泡沫阻力因子均隨泡沫注入量的增加而迅速增加,然后趨于平穩(wěn),但是相同注入體積下常溫時(shí)阻力因子明顯高于高溫時(shí)的阻力因子,即泡沫的封堵性能隨溫度的升高而降低,但是高溫下阻力因子仍可達(dá)49,遠(yuǎn)大于液流轉(zhuǎn)向最小阻力因子4[15],仍具有很好的封堵性能；常溫和高溫下,轉(zhuǎn)注地層水后阻力因子均有所降低,但是降幅不大,注入4VP地層水后阻力因子僅由120和49降為81和33,阻力因子保留率均達(dá)67%,說明在常溫和高溫下泡沫劑均能有效且持久的封堵水流通道,提高驅(qū)替壓差,具有優(yōu)良的封堵性能。

2.2 原油物性

試驗(yàn)測(cè)定新9409原油的凝點(diǎn)為7℃,密度0.9577 g·cm-3,瀝青質(zhì)含量0.458%、膠質(zhì)含量37.332%、芳香分和飽和分含量24.102%和38.108%；新57141原油凝點(diǎn)6℃,密度為0.9619 g ·cm-3,瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量為3.276%和54.818%,芳香分和飽和分含量19.185%和22.721%；兩種原油的黏度均對(duì)溫度敏感,且相同溫度下,新57141原油的黏度明顯高于新9409的,分析其原因認(rèn)為這是由于兩種原油族組分不同的差異引起的,新57141原油的膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量遠(yuǎn)高于新9409原油,使得相同條件下新57141原油黏度較高。

2.3 氮?dú)馀菽种七吽绊懸蛩丶皯?yīng)用條件

2.3.1 水淹程度

以周期綜合含水率表征油層水淹程度,研究油層水淹程度對(duì)氮?dú)馀菽舛逻吽挠绊?。試?yàn)中原油為新9409脫水脫氣原油,邊水能量4 MPa,共進(jìn)行3組試驗(yàn),填砂模型滲透率約為4.5 μm2,試驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

圖3 水淹程度對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊慒ig.3 Influence of flooding level on nitrogen foam anti-edge water-cupping result

由圖3可知:3種水淹程度下注入氮?dú)馀菽笾芷诰C合含水率均有一定程度的降低,但相比之下強(qiáng)水淹(周期綜合含水率90%)和中強(qiáng)水淹(周期綜合含水率80%)時(shí)注泡沫后周期綜合含水率的降低幅度大于弱水淹(周期綜合含水率70%)時(shí)注泡沫的降低幅度,且強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫后周期綜合含水率恢復(fù)上升趨勢(shì)較緩,說明強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫抑制邊水的控水效果最好；注泡沫抑制邊水后原油累積采出程度的增長(zhǎng)速度明顯變快,且強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫抑制邊水的采收率要大于中強(qiáng)水淹和弱水淹時(shí)的采收率,即強(qiáng)水淹時(shí)注氮?dú)馀菽种七吽男Ч詈?。這是由于水淹程度低時(shí)邊水竄進(jìn)的水流優(yōu)勢(shì)通道較少,竄進(jìn)的邊水水量較少,此時(shí)注泡沫封堵水流通道后降低的產(chǎn)水量較少,周期綜合含水率降低幅度較小,而強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫由于產(chǎn)水量大幅度降低,周期綜合含水率降低幅度明顯大于弱水淹時(shí)的降低幅度；同時(shí),水淹程度較高時(shí),水流通道的含油飽和度較低,形成的泡沫封堵更穩(wěn)定,更利于蒸汽轉(zhuǎn)向未波及的含油飽和度高的小孔道,提高原油采收率[16]。

邊水能量為2和6 MPa時(shí)水淹程度對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊懸?guī)律與4 MPa時(shí)的相同。

2.3.2 邊水能量

以邊水壓力表征邊水能量,研究邊水能量對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊?。試?yàn)中原油為新9409脫水脫氣原油,強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫,共進(jìn)行3組試驗(yàn),填砂模型滲透率約為4.5 μm2,試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

圖4 邊水能量對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊慒ig.4 Influence of edge water energy on nitrogen foam anti-edge water-cusping result

試驗(yàn)中用亞甲基藍(lán)標(biāo)記邊水,可以發(fā)現(xiàn)邊水能量越大,水侵速度越快,水竄時(shí)間越短。邊水能量為2 MPa時(shí),第4周期填砂模型發(fā)生水竄,而當(dāng)邊水能量為6 MPa時(shí),第2周期填砂模型發(fā)生水竄。

邊水能量為2和4 MPa時(shí),注泡沫的控水效果好于邊水能量6 MPa時(shí)的效果。這是因?yàn)榕菽姆舛履芰τ邢?當(dāng)邊水能量過大時(shí),注入的泡沫不能有效封堵水竄孔道,控水能力較差；邊水能量2 MPa和4 MPa時(shí),泡沫均能有效封堵水竄通道,控水效果較好。

3種邊水能量下,注泡沫后原油采出程度均有大幅提高,但相比之下邊水能量4 MPa時(shí)的提高幅度最大。這是因?yàn)檫吽芰咳?2 MPa)時(shí),地層能量不足,僅能驅(qū)動(dòng)較大孔隙中的原油,對(duì)小孔隙中的原油驅(qū)動(dòng)力不足,即使注泡沫封堵了水竄通道,邊水也難進(jìn)入小孔道驅(qū)出其中的原油,因此邊水能量弱時(shí)原油采收率不高；邊水能量強(qiáng)(6 MPa)時(shí),邊水迅速沿大孔道指進(jìn)形成水竄通道,而注入的泡沫封堵強(qiáng)度有限,不能有效封堵水竄通道并使蒸汽轉(zhuǎn)向,造成小孔道的原油開發(fā)效果較差；只有邊水能量適中時(shí),泡沫才能有效封堵水流優(yōu)勢(shì)通道,使邊水能較好的驅(qū)動(dòng)中小孔隙中因吸收蒸汽熱量而黏度大幅度降低的原油,提高原油采收率。

2.3.3 原油物性

利用新9409和新57141兩種脫水脫氣原油研究原油物性對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊?主要考慮了原油黏度的影響,邊水能量4 MPa,強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫,共進(jìn)行2組試驗(yàn),填砂模型滲透率約為4.2 μm2,試驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。

圖5 原油物性對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊慒ig.5 Influence of crude oil property on nitrogen foam anti-edge water-cusping result

用亞甲基藍(lán)標(biāo)記邊水可以發(fā)現(xiàn)用新57141原油進(jìn)行試驗(yàn)時(shí)水竄時(shí)間較長(zhǎng),邊水侵入速度較慢,新57141原油最終采收率低于新9409原油的最終采收率,差值為15%。這是因?yàn)橄嗤瑮l件下新57141原油黏度明顯高于新9409的,在相同條件下邊水驅(qū)動(dòng)新57141原油的阻力更大,水竄時(shí)間更長(zhǎng),邊水侵入速度更慢,波及體積小,原油最終采出程度低。

2.3.4 非均質(zhì)性

新9409原油在邊水能量4 MPa、周期綜合含水率90%、不同滲透率級(jí)差下3種不同非均質(zhì)油層注氮?dú)馀菽种七吽脑囼?yàn)方案見表1。試驗(yàn)結(jié)果見表2和圖6。

表1 非均質(zhì)性影響氮?dú)馀菽种七吽囼?yàn)方案Table 1 Experimental program of influence of heterogeneity on nitrogen foam anti-edge water-cusping result

不同滲透率級(jí)差時(shí),高滲透率管(滲透率分別為4.2、4.6和4.0 μm2)的原油采出程度隨吞吐周期的變化趨勢(shì)相近,且原油采收率相差不大,而低滲透率管(相對(duì)于高滲透率管而言,但其滲透率也高于0.05 μm2)的原油采出程度受滲透率級(jí)差影響嚴(yán)重,即非均質(zhì)性對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊懼饕w現(xiàn)在對(duì)低滲透率管的影響上。

表2 不同滲透率級(jí)差的低滲透率管采收率分析Table 2 Oil recovery analysis of low permeability sandpack in different permeability ratios

低滲透率管的原油采出程度受滲透率級(jí)差影響嚴(yán)重,這主要是由于低滲透率管的滲透率差異造成的,滲透率越小,孔隙結(jié)構(gòu)越差,同等條件下的原油采收率越低,因此研究非均質(zhì)性對(duì)泡沫抑制邊水的影響時(shí)不能僅以采收率提高幅度作為研究指標(biāo),同時(shí)要著重考慮注泡沫抑制邊水后原油采收率提高倍數(shù)。由表2可以看出:在研究范圍內(nèi),滲透率級(jí)差變大時(shí),低滲管的原油采收率提高倍數(shù)隨之變大,這說明注泡沫抑制邊水技術(shù)能有效地封堵高滲層,調(diào)整注汽剖面,提高低滲層的原油采收率,且非均質(zhì)性越強(qiáng),注泡沫抑制邊水技術(shù)提高低滲層采收率的效果越明顯。

圖6 非均質(zhì)性對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊慒ig.6 Influence of heterogeneity on nitrogen foam anti-edge water-cusping result

2.3.5 注入方式

考察3種不同注入方式。試驗(yàn)用油為新9409原油,邊水能量為4 MPa,注泡沫時(shí)的周期綜合含水率為90%,方案1滲透率級(jí)差為3.98,單純蒸汽吞吐開發(fā)；方案2滲透率級(jí)差為4.0,蒸汽吞吐至強(qiáng)水淹后注氮?dú)馀菽?N2+N2蒸汽；方案3滲透率級(jí)差為4.0,蒸汽吞吐至強(qiáng)水淹后注N2+氮?dú)馀菽?N2蒸汽,3種方案均在周期綜合含水率達(dá)到98%時(shí)停止試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果如圖7所示。

圖7 注入方式對(duì)氮?dú)馀菽种七吽挠绊慒ig.7 Influence of injection mode on nitrogen foam anti-edge water-cusping result

強(qiáng)水淹后,方案2和方案3均能大幅度降低周期綜合含水率,且兩種注入方式的控水效果相差不大,方案3的效果略好于方案2。方案3的原油采收率提高幅度更大,抑制邊水效果更好。因?yàn)榉桨?先注入一段N2,然后再注泡沫時(shí),N2會(huì)在泡沫與地層流體之間形成一個(gè)隔離段塞,能顯著降低地層水對(duì)泡沫劑的稀釋作用,提高泡沫在地層中的穩(wěn)定性,從而可以更好地使蒸汽轉(zhuǎn)向并抑制邊水的指進(jìn)；同時(shí),后注入的泡沫可以近似活塞式的推進(jìn)N2段塞,充分發(fā)揮N2的氣驅(qū)作用,提高原油采收率。

2.3.6 應(yīng)用條件優(yōu)選

邊水能量相同時(shí),強(qiáng)水淹時(shí)注泡沫抑制邊水的控水增油效果好于中強(qiáng)水淹和弱水淹時(shí)注泡沫的效果；邊水能量4 MPa時(shí),氮?dú)馀菽种七吽男Ч詈?邊水能量過小則不足以驅(qū)動(dòng)小孔隙中的原油,能量過大則泡沫封堵效果較差,不能有效抑制邊水竄進(jìn),僅有能量適中時(shí),邊水既能有效驅(qū)替小孔隙中原油又能有效封堵水竄通道使蒸汽轉(zhuǎn)向,取得較好的抑制邊水效果；原油黏度越高,邊水水竄時(shí)間越長(zhǎng),但是原油最終采收率越低；非均質(zhì)性越強(qiáng),注泡沫抑制邊水技術(shù)提高低滲層采收率的效果越明顯,即越能更好寺體現(xiàn)出該技術(shù)的開發(fā)效果,越有利于非均質(zhì)油藏的開發(fā)；注入方式N2+氮?dú)馀菽?N2蒸汽能更大幅度的提高原油采收率,對(duì)注泡沫抑制邊水更有利。因此,氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)適用于原油黏度較低、邊水能量適中、非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏,且在強(qiáng)水淹時(shí)實(shí)施能取得最好的抑制邊水效果,最佳注入方式為方案3。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

參照優(yōu)選的應(yīng)用條件及現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)選井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),截至2011年10月,河南油田已實(shí)施注氮?dú)馀菽种七吽┕?39井次,其中有27井次措施井處于注汽后剛生產(chǎn)階段,效果待評(píng)。有112井次進(jìn)行了階段預(yù)評(píng)價(jià),措施井平均排水期縮短了3 d,平均含水率下降9.2%,平均單井油氣比提高了0.11,階段增油9691 t,措施有效率74%,取得了較好的應(yīng)用效果,減緩了邊水的推進(jìn)速度,達(dá)到了抑制邊水的目的。

注氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)階段累積增油9 691 t,按80%進(jìn)罐率,90%商品率,噸油成本2 737元計(jì)算,效益可達(dá)1 909.75萬元,階段投入產(chǎn)出比1∶1.72。統(tǒng)計(jì)分析無效井認(rèn)為措施失敗的原因主要有:無效井與周邊井存在嚴(yán)重的汽竄；井距原始油水邊界很近,施工時(shí)動(dòng)態(tài)油水邊界已推至該井附近；油層吸汽差或管外竄等。

以新淺25-平2井為例分析氮?dú)馀菽种七吽Ч?該井是新莊油田南三塊新淺25斷塊的一口水平井,采出程度僅為6%,剩余油飽和度為60.59%,該井自第5周期開始注泡沫抑制邊水施工,生產(chǎn)曲線如圖8所示。

圖8 新淺25-平2井生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curve of well Xinqian 25-ping 2

由圖8可以看出,注泡沫抑制邊水后日產(chǎn)油量峰值明顯增加,綜合含水率明顯降低,控水增油效果顯著。

4 結(jié) 論

(1)河南油田泡沫劑具有良好的起泡和泡沫穩(wěn)定性能,在常溫和高溫下均有較好的泡沫封堵性能,后續(xù)注入4VP地層水后阻力因子保留率仍能高于67%。原油黏度對(duì)溫度敏感,適于熱采開發(fā)。

(2)氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)的應(yīng)用條件:原油黏度較低、邊水能量適中、非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏,且在強(qiáng)水淹時(shí)實(shí)施能取得最好的抑制邊水效果,最佳注入方式為N2+氮?dú)馀菽?N2蒸汽。

(3)氮?dú)馀菽种七吽F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段累積增油9691 t,平均含水率下降9.2%,單井油氣比提高0.11,投入產(chǎn)出比為1∶1.72,取得了較好的控水增油效果。

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(編輯 李志芬)

Experiment on nitrogen foam anti-edge water invasion in normal heavy oil reservoir with edge water

WANG Jie-xiang,WANG Teng-fei,REN Wen-long,HAN Lei,XIA Jin-na
(School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China)

In heavy oil reservoir with edge water,the production well is flooded very soon,and the oil production decreases sharply.An experimental device simulating edge water was designed according to the feature of Henan heavy oil reservoir with edge water.The influence factors and application conditions of nitrogen foam anti-edge water invasion technique were researched by analyzing performance of Henan foam agent and crude oil.The results show that the antiedge water invasion technique is fit for the heterogeneous reservoir with a moderate energy edge water and low viscosity heavy oil,and a better blocking result will be gotten at the time of serious flooding.The optimum injection mode is N2plug firstly,followed by nitrogen foam plug,and then the plug of N2and steam mixture.During pilot tests,9691 t extra crude oil is produced,the average water cut decreased by 9.2%,and the oil and gas ratio increased by 0.11.The input-output ratio is 1∶1.72.The water cut decreases and oil production increases significantly,so the target of edge water inhibition is achieved.

reservoir；heavy oil；steam stimulation；edge water；nitrogen foam

TE 345

A

1673-5005(2013)02-0075-06

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.02.013

2012-09-21

國(guó)家重大科技專項(xiàng)(2011ZX05011-002)；長(zhǎng)江學(xué)者和創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)發(fā)展計(jì)劃(IRT1294)

王杰祥(1963-),男,教授,博士,從事油田化學(xué)及提高采收率方面的研究。E-mail:jiexiangwang@upc.edu.cn。