渤海油田弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用

蘇毅,姜晶,李建曄,楊勁舟,李海峰,李玲玉,楊航

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300450;2.中海油田服務(wù)股份有限公司,天津 300450)

渤海油田經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間注水開(kāi)發(fā),含水率高達(dá)90%以上,已進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段,區(qū)塊水油流度比較大,原油動(dòng)用程度小[1-3]。隨著開(kāi)發(fā)程度的增加,地層能量供應(yīng)不足,周?chē)途a(chǎn)液、產(chǎn)油下降,亟需進(jìn)行控水增油措施[4-5]。弱凝膠體系具有良好的注入性以及較好的運(yùn)移能力和深部調(diào)驅(qū)能力,可在油層深部形成封堵,改變注入水的水流通道[6-7]。乳化劑通過(guò)降低油水界面張力分散稠油形成水包油乳狀液,一方面通過(guò)乳化稠油降低了水油流度比,另一方面通過(guò)形成均相乳狀液提高驅(qū)替效率[8-10]。通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)提高弱凝膠強(qiáng)度及乳化劑降粘效果,以及交替注入的方式,改善油水流度比,緩解層內(nèi)吸水矛盾,提高原油動(dòng)用程度,以達(dá)到改善砂體開(kāi)發(fā)效果的目的。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與條件

調(diào)剖主劑、交聯(lián)助劑A、交聯(lián)助劑H、渤海X油田濃水(過(guò)濾處理)、蒸餾水、天平、攪拌器、Brookfield黏度計(jì)、顯微鏡、巖心驅(qū)替裝置、恒溫干燥箱、1 m模擬均質(zhì)巖心。實(shí)驗(yàn)溫度55 ℃。

1.2 調(diào)剖劑的溶解性評(píng)價(jià)

使用燒杯稱取200 g注入水,在400 r·min-1攪拌速度下加入調(diào)剖主劑,每隔10 min利用黏度計(jì)測(cè)試其黏度,兩次測(cè)試的黏度變化率低于5%,且溶液中無(wú)魚(yú)眼狀的膠結(jié)物存在,則視為調(diào)剖主劑完全溶解。

1.3 凝膠的成膠性能評(píng)價(jià)

使用燒杯稱取200 g注入水,在400 r·min-1攪拌速度下,依次加入一定量的調(diào)剖主劑、交聯(lián)助劑A和交聯(lián)助劑H,放置在55 ℃的恒溫條件下,每隔2 h,利用黏度計(jì)測(cè)試其黏度,觀察成膠效果。待成膠之后,在55 ℃的恒溫條件下繼續(xù)老化30 d,每隔一段時(shí)間,測(cè)試其黏度,觀察其黏度變化。

1.4 凝膠體系驅(qū)替評(píng)價(jià)

(1)取1 m的模擬均質(zhì)巖心,中間設(shè)置4個(gè)測(cè)壓點(diǎn),抽真空,飽和水,計(jì)算巖心孔隙體積;

(2)在55 ℃的恒溫條件下,以1 mL/min的速度向巖心內(nèi)注入水,記錄入口端的壓力,并計(jì)算巖心滲透率;

(3)以1 mL/min驅(qū)替速度向巖心內(nèi)注入1 PV凝膠體系溶液,記錄入口端壓力變化并進(jìn)行注入性分析;

(4)關(guān)閉閥門(mén),候凝2 d,進(jìn)行后續(xù)水驅(qū),記錄各測(cè)壓點(diǎn)壓力變化,計(jì)算堵后滲透率和封堵率;

(5)通過(guò)測(cè)壓點(diǎn)的壓力變化情況,評(píng)價(jià)其深部運(yùn)移能力以及深部調(diào)驅(qū)能力。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 凝膠體系

2.1.1 調(diào)剖主劑優(yōu)選

在55 ℃條件下,利用注入水配制質(zhì)量濃度3 000 mg/L干粉調(diào)剖主劑溶液,觀察調(diào)剖主劑的溶解情況,測(cè)定調(diào)剖主劑黏度,并開(kāi)展老化性能實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1～2。

圖1 弱凝膠體系調(diào)剖主劑溶解實(shí)驗(yàn)

圖2 弱凝膠體系調(diào)剖主劑優(yōu)選

根據(jù)圖1溶解實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,調(diào)剖主劑2、3完全溶解時(shí)間≤40 min,溶解性好,溶解過(guò)程順利,沒(méi)有魚(yú)眼,黏度較低(≤500 mPa·s)。調(diào)剖主劑3比調(diào)剖主劑2老化性能更好,老化9 d后黏度保留率高(84%),為確保注入性及穩(wěn)定性,優(yōu)選調(diào)剖主劑3為弱凝膠主劑。

2.1.2 成膠性能實(shí)驗(yàn)

利用注入水,配制不同質(zhì)量濃度弱凝膠體系,放置在55 ℃恒溫烘箱中觀察成膠效果,每隔2 h測(cè)試樣品黏度,弱凝膠體系成膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。弱凝膠體系老化性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

圖3 弱凝膠體系成膠曲線

圖4 弱凝膠體系老化曲線

通過(guò)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn),0.35%調(diào)剖主劑3+0.5%交聯(lián)助劑A+0.15%交聯(lián)助劑H配方初凝時(shí)間8 h,成膠黏度4 028 mPa·s,成膠強(qiáng)度C-D,根據(jù)工藝需求,確定0.35%調(diào)剖主劑3+0.5%交聯(lián)助劑A+0.15%交聯(lián)助劑H為弱凝膠調(diào)驅(qū)主體配方。

2.1.3 注入性實(shí)驗(yàn)

在55 ℃的條件下采用注入水測(cè)試單管膠結(jié)巖心滲透率,隨后注入1 PV凝膠體系,測(cè)試壓力變化,考察凝膠體系的注入性能。表1實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示,弱凝膠體系阻力系數(shù)較低,滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

表1 弱凝膠體系注入性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1.4 封堵性實(shí)驗(yàn)

55 ℃條件下采用注入水測(cè)試填砂巖心滲透率,隨后注入1 PV弱凝膠體系(0.35%調(diào)剖主劑+0.5%交聯(lián)助劑A+0.15%交聯(lián)助劑H),關(guān)閉閥門(mén),候凝2 d,進(jìn)行后續(xù)水驅(qū),測(cè)試各測(cè)壓點(diǎn)壓力變化。從封堵率和殘余阻力系數(shù)來(lái)看(表2和圖5),弱凝膠體系(0.35%調(diào)剖主劑+0.5%交聯(lián)助劑A+0.15%交聯(lián)助劑H)巖心封堵率均大于85%,水驅(qū)累計(jì)6 PV后,殘余阻力系數(shù)均大于9,滲透率保留率大于50%,表明弱凝膠體系具有良好的封堵性能、耐沖刷性能,從測(cè)壓點(diǎn)5壓力可知,該體系具有深部運(yùn)移性能。

表2 弱凝膠體系封堵性能

圖5 弱凝膠體系注入曲線

2.2 乳化劑驅(qū)油體系

乳化劑驅(qū)油體系通過(guò)降低油水界面張力分散稠油形成水包油乳狀液(圖6),一方面通過(guò)乳化稠油降低了水油流度比,另一方面通過(guò)形成均相乳狀液提高驅(qū)替效率。實(shí)驗(yàn)根據(jù)乳化劑降黏性能以及乳狀液穩(wěn)定性優(yōu)選乳化劑使用質(zhì)量濃度。

圖6 乳化劑乳化原油形成乳狀液

使用注入水配制70 mL不同質(zhì)量濃度的乳化劑溶液,與30 mL原油均在56 ℃條件下放置1 h后混合,攪拌2 min(攪拌槳轉(zhuǎn)速250 r/min),測(cè)試乳狀液的黏度。

表3～4結(jié)果顯示:

表3 不同質(zhì)量濃度乳化劑降粘效果

表4 不同乳化劑質(zhì)量濃度下油水界面張力

(1)在乳化劑種類一定條件下,隨質(zhì)量濃度增加,乳狀液黏度下降,與初始原油黏度相比下降顯著,當(dāng)乳化劑質(zhì)量濃度達(dá)到3 500 mg/L時(shí)降黏效果達(dá)到最優(yōu)極限,計(jì)算降粘率大于99%。

(2)與1#乳化劑體系相比,2#乳化劑體系的配制乳狀液黏度值更低,乳化降粘效果更好。

(3)在相同質(zhì)量濃度條件下,與1#乳化劑體系相比,2#乳化劑體系與原油間界面張力較低,更有利于乳化及提高波及區(qū)驅(qū)油效率。

3 結(jié)論

(1)通過(guò)溶解實(shí)驗(yàn)及成膠性能實(shí)驗(yàn),根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)要求,選擇0.35%調(diào)剖主劑3+0.5%交聯(lián)助劑A+0.15%交聯(lián)助劑H為弱凝膠調(diào)驅(qū)主體配方;

(2)通過(guò)注入性試驗(yàn)以及封堵實(shí)驗(yàn)可知,弱凝膠體系阻力系數(shù)較低,凝膠體系具有良好的封堵性能、耐沖刷性能及深部運(yùn)移性能;

(3)當(dāng)乳化劑質(zhì)量濃度達(dá)到3 500 mg/L時(shí)降黏效果達(dá)到最優(yōu)極限,2#乳化劑體系的黏度更低,與原油間界面張力較低。