高温油藏深部复合调剖技术研究

黄德胜,齐 宁,姜 慧2,曲占庆,田 雨

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;2.胜利油田 石油开发中心有限公司,山东东营257051)

在油田开发过程中生产井出水的问题越来越严重,调剖堵水作为注水开发的一项基础工艺已广泛应用于各大油田[1-3]。对水驱开发历史长的高温油藏,传统的立足于改善吸水剖面的调剖技术将难以满足油田生产需求。从调剖技术应用来看,单一常规调剖技术由于不能解决层间、层内矛盾而效果不理想并逐渐受到限制。深部复合调剖技术能从根本上解决层间、层内矛盾,改善水驱开发效果,提高注入水波及体积和利用率。因此从集成和协同效应思路出发,开展深部复合调剖技术来满足高温油藏后期开发的需要。

1 复合调剖技术机理

目前,国内外应用最广泛的深部调剖技术是交联聚合物弱凝胶调驱,但因多不抗盐、耐温性不强,无法满足深井高温油藏的调剖需要[4-8]。为此,笔者提出了“封窜调远”的高温油藏深部复合调剖模式:窜堵即选用凝胶或预交联体膨颗粒堵剂先期预处理,堵塞近井地带的大孔道和高渗通道,从而使近井地带更加充满,再利用微球实现深部调剖,达到“分级、逐级、深部”调剖目的,改善地下流场分布,堵、调结合,最大限度地扩大波及体积和波及程度,实现提高高含水条件下采收率的目的。

由于调剖剂封堵机理、封堵强度的不同,在封窜调远中,不同的注入次序就会产生不同的封堵效果。分散体颗粒和连续相高温可动凝胶是较好的近井封堵剂,分散相聚合物微球是理想的深部调剖剂。本文按照不同的注入次序和注入强度,选用不同粒径的堵剂,采用室内实验的方法比较其提高采收率增值的幅度,以便对高温油藏调剖工艺的优化设计提供指导。

2 预交联水膨体颗粒和聚合物微球组合

所研制的预交联水膨体颗粒在水中具有相当高的膨胀性和柔韧性,在地层孔隙中通过“变形爬行、卸水、破坏式”3种形式通过孔隙喉道,不断向地层深部运移,对剩余油产生驱替作用[9-10]。聚合物微球就是一种新型的单液法深部调剖剂,由纳米级凝胶球或微米级凝胶球分散在水中配成。这些凝胶球易进入高渗透层,通过膨胀、补集等作用,在高渗透层的孔喉位置滞留、堵塞起调剖作用。当地层压力因聚合物微球封堵高渗透层而升高时,又可在地层中移动产生驱油效果。

2.1 实验材料与仪器

实验仪器:活塞式计量泵、真空泵、手压泵、恒温箱、填砂管、压力表。

实验流程如图1所示。

图1 实验流程Fig.1 Experimental flow chart

2.2 实验步骤

(1)实验用非均质填砂管长为120 cm、直径为25 mm,非均质性如图2所示。其中区域一为低渗区,由粒径80～120目的细砂填充,区域二为高渗区,直径13.75 mm,由粒径60～80目的粗砂填充;

图2 填砂管模型Fig.2 Unconsolidated sand pack

(2)将填砂管抽真空饱和地层水后,测定其孔隙度和水测渗透率,油驱至束缚水饱和度,老化24 d后水驱至含水率98%,计算水驱采收率;

(3)先注入一种堵剂溶液接着注另一种堵剂溶液,在设定温度下候凝或溶胀;

(4)继续水驱至含水率至98%,计算原油的最终采收率及提高采收率的程度。

2.3 实验结果及分析

2.3.1 预交联水膨体颗粒和聚合物微球注入次序不同对封堵效果的影响 第一组实验将填砂管模型饱和水、饱和油,水驱油后先注入0.1 PV微球溶液再注入0.1 PV预交联水膨体颗粒溶液,候凝5 d,水驱至含水95%,测原油采收率。第二组实验填砂管模型水驱油后先注0.1 PV预交联水膨体颗粒再注入0.1 PV微球溶液,候凝5 d,水驱至含水95%,测原油采收率。实验结果如表1所示。

表1 预交联水膨体颗粒和微球注入次序不同时的封堵效果Tab.1 Plugging effects under different injection order of pre-crosslinked swellable particles and microspheres

两组实验结果对比可知,实验一先注微球、后注预交联水膨体颗粒,采收率提高了19.5%,实验二先注预交联水膨体颗粒溶液、后注微球溶液,采收率提高了33.6%,实验二比实验一水驱采收率提高了14.1%。分析原因认为:预交联水膨体颗粒能吸水膨胀,膨胀后的半径远大于微球的半径,所以先注入的预交联水膨体颗粒能运移至地层深处吸水膨胀,可对高渗透带进行有效封堵[11-12]。后续注入的微球封堵能力较差,但两者联合可以起到较大范围的有效封堵作用,因此后续注入水的波及体积大,最终采收率高;如果先注微球,由于微球颗粒小,易变型,封堵能力很差,可能被注入水冲走,有效封堵区域基本是后续注入的预交联水膨体颗粒所控制的区域,因此封堵范围小,后续注入水波及体积小,最终采收率低。

在农田水利工程当中，合理的运用农田水利技术可以有效的保证农田效益的稳步增长。随着农业的不断进步与发展，农田产业不断向大面积、大规模的趋势发展，灌溉技术是农业发展的有效途径。在节约降耗的理念下，涌现出了节水灌溉技术，它可高效的节约水资源，对提升农业水利工程的经济效益做出了巨大的贡献。与此同时，也充分体现了农田产业中的水资源节约理念，实现了生产与技术之间的共同进步与发展[1]。

2.3.2 调剖剂注入量优化 受到调剖剂成本、调剖效果风险等因素影响,并不是注入的堵剂越多越好,需对调剖剂的注入量进行研究,即对注入段塞的大小进行优化。

堵剂的注入方式为先注预交联水膨体颗粒后注微球,采用不同剂量组合,充分膨胀5 d后测定水驱采收率,实验步骤同上,实验结果如表2所示。

表2 注入堵剂用量与采收率增值关系Tab.2 Increment of recovery efficiency under different usage of plugging agent

由表2可以看出,随注入调剖剂总PV数的增加,最终采收率增加,从0.1 PV增加到0.25 PV,采收率增加了6.3%。通过以上实验得出如下结论:

(1)预交联水膨体颗粒+微球组合具有较高的波及体积,原因是粒径大、强度较高的预交联水膨体颗粒的运移阻力使后续的微球绕行;

(2)预交联水膨体颗粒+微球组合,非均质地层采收率可提高20%以上,且随着调剖剂注入倍数增加,最终采收率增加。

3 高温可动凝胶与聚合物微球组合

高温可动凝胶具有良好的热稳定性和抗剪切性能且强度适中,能随注入水推向地层深处,具有较好的动态波及效果和孔道封堵作用[13-14]。室内研究高温可动凝胶与微球组合的调剖效果,采用并联岩心模拟基质为高低渗的非均质油藏调剖,实验分只注聚合物微球段塞和高温可动凝胶与聚合物微球段塞同时注入两种情况。

3.1 实验步骤

(1)将填砂管(表3)抽真空4 h后饱和地层水,测定孔隙度和水测渗透率;

(2)以0.2 mL/min速度饱和原油,计算原始含油饱和度;

(3)以1 mL/min的注入速度注入水驱替并联岩心至含水98%,计算水驱采收率;

(4)注入1 PV微球,并联水驱至含水98%,计算微球提高采收率值;

(5)重复步骤(1)—(3),注入0.3 PV高温可动凝胶+0.7 PV微球驱替至含水98%,计算高温可动凝胶与微球组合采收率的提高值。

表3 填砂管岩心参数Tab.3 Sandpack core parameters

3.2 实验结果

聚合物微球提高采收率曲线见图3,0～0.9PV为水驱,采收率为26.8%,0.9～1.9PV注入聚合物微球,采收率为37.6%,1.9PV～4.0PV为水驱,采收率为53.6%,采收率提高了26.8%。

图3 聚合物微球提高采收率曲线Fig.3 EOR curves of polymer microsphere

高温可动凝胶+微球提高采收率曲线见图4,0～0.9 PV为水驱,采收率为34.4%,然后注入0.3 PV高温可动凝胶+0.7 PV微球后,采收率为59.30%,1.9 PV～4.0 PV为水驱,采收率为63.4%,采收率提高了29.0%。

图4 高温可动凝胶+微球提高采收率曲线Fig.4 EOR curves of“high-temperature movable gel+microsphere”

由表4可知,水驱后注入不同堵剂均起到了提高采收率的效果。高温可动凝胶+微球组合比单独使用微球的封堵效果好,前者较后者最终采收率提高了9.8%。分析原因认为,注入高温可动凝胶+微球组合体系后,高温可动凝胶优先进入高渗岩心并封堵大孔道,聚合物微球主要进入低渗岩心中,启动低渗透率岩心的原油,达到深部调剖和驱油的双重目的。

表4 微球/高温可动凝胶+微球提高采收率对比Tab.4 Comparison of EOR of microsphere with“high-temperature movable gel+microsphere”

4 高温可动凝胶不同强度组合

堵剂按强度由大到小依次是近井地带堵剂、过渡地带堵剂、远井地带堵剂,对于连续相的高温可动凝胶,由于配方不同,可分为成冻时间不同的强、弱凝胶[15]。利用可视化模拟装置将强度不同的两种高温可动凝胶分别按强、弱及弱、强的顺序注入非均质的可视化模型中(图5、图6),测定封堵后采收率的增加值[16]。

图5 先高后低强度堵剂水驱油效果模拟Fig.5 Water flooding effect under injecting low-intensity(high-temperature movable gel)plugging agent after injecting high-intensity plugging agent

图6 先低后高强度堵剂水驱油效果模拟Fig.6 Water flooding effect under injecting high-intensity(high-temperature movable gel)plugging agent after injecting low-intensity plugging agent

注入顺序:模型饱和水—饱和油—水驱—注入0.015 PV高(低)强度堵剂—注入0.01 PV低(高)强度堵剂及过顶替液—停留24 h—水驱,观察水驱油的效果。

在饱和油—水驱—注堵剂—水驱过程中,模型中水驱采收率结果如表5所示。

由实验结果知,注入调剖剂后采收率都有明显提高;先弱后强凝胶组合提高采收率的效果好,主要原因是:高温可动凝胶在岩石表面吸附性较强,强凝胶成胶后在岩石中流动困难,优先进入大孔道,并对地层产生一定的封堵作用,弱凝胶随注入水的推动继续向前运移,起到了深部调剖的作用,因此可以获得较高的波及体积和采收率;先强后弱凝胶组合提高采收率稍低,由于前面强凝胶的封堵作用,后面的弱凝胶不能向前移动,故采收率不会有较大幅度的提高[17]。

表5 高温可动凝胶不同注入次序实验结果Tab.5 EOR results under different injection sequence of high-temperature movable gel plugging agent

5 结论

(1)先注预交联水膨体颗粒后注聚合物微球组合具有较高的波及体积,非均质地层采收率能提高20%以上。

(2)高温可动凝胶+聚合物微球组合中的高温可动凝胶优先进入高渗透层并封堵大孔道,聚合物微球主要进入低渗层,启动低渗透率层的原油,实现深部调剖驱油的双重目的。

(3)根据高温可动凝胶不同强度组合实验结果,高温可动凝胶注入强度按照先弱后强的顺序所取得的调驱效果较好。

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