温敏凝胶辅助多元热流体防窜机理及在渤海油田的应用

2019-03-14 01:37宫汝祥
石油地质与工程 2019年1期
关键词:温敏油量稠油

冯 祥,宫汝祥,王 莉

(1.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院,天津塘沽 300459;2.中海油能源发展股份有限公司边际油田开发项目组,北京 100010)

稠油在渤海海域的储量发现及产能建设中占着重要地位。目前,渤海海域已发现秦皇岛 32-6、南堡35-2和埕北等20多个稠油油田。海上稠油开发受制于平台空间、经济、环保及安全等因素,蒸汽吞吐和蒸汽驱等常规热力采油方式难以开展。多元热流体吞吐是一种高效的稠油热采技术。2008年,首次在渤海南堡35-2油田开展了海上稠油井多元热流体吞吐热力采油试验,取得了成功[1-4]。多元热流体吞吐开采稠油机理复杂,多轮次方案设计和效果预测与常规热采有较大差异。地层原油黏度大,油层非均质性强,开发过程中容易发生气窜。因此,针对多元热流体多轮次吞吐,开展防气窜油藏研究;针对井间气窜特征,开展改善开发效果的泡沫辅助多元热流体吞吐可行性研究[5-8]。

1 温敏凝胶的封堵机理及实验

1.1 温敏凝胶的封堵机理

当温度升高超过一定值时,温敏可逆凝胶溶液变为水基凝胶;当温度降低时发生相反的过程,由水基凝胶变为较高黏度水溶液。温度升高和降低时发生的溶液-凝胶的转变都是物理性质的可逆转变。若温度过高时,温敏凝胶会发生高分子化合物结构的破坏,可导致其物理性质不可逆的变化。

水溶性的温敏可逆溶胶溶液作为调剖暂堵剂。注入凝胶溶液后,再开始注热流体,水溶性的温敏凝胶溶液遇热转变为凝胶,对地层进行封堵,达到防窜效果。开井生产后,井底温度不断降低,地层中形成的凝胶恢复为水基溶液,油层可以正常生产。凝胶为高分子水溶液注入地层时,主要进入冲洗过的地层高渗透条带,生成凝胶屏障,导致渗流场发生改变,使注气井的吸气剖面更均匀。

1.2 凝胶封堵性测试

将可逆温敏凝胶在低温下注入到实验岩心管内,然后把恒温水加热到实验温度;凝胶成胶后,用相同温度的热水进行驱替,测量驱替压差,用驱替压差表征凝胶封堵性能的强弱。分别在50 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃和 160 ℃6个温度下进行温敏可逆凝胶岩心驱替实验,测量驱替压差,实验中的温敏凝胶质量分数为1%,注入速度为3 cm3/s,实验结果见图1 。可以看出,在低温阶段(温度为50℃和70 ℃时),驱替压力先增加后下降,最后保持较低值不变。这是由于在低温阶段,凝胶黏度升高,初始驱替压力变大,压差迅速上升;当后续注水突破后,凝胶封堵效果弱,驱替压差下降。在中温阶段(温度 80 ℃、90 ℃、100 ℃时),驱替压差迅速增加后,之后保持不变。不同温度时,凝胶的封堵作用不同,当温度为 80 ℃时封堵效果最好,大于80 ℃的驱替压差随着温度增加而降低,封堵效果减弱;当温度达到160 ℃时,由于凝胶的高分子结构发生了破坏,基本没有封堵效果。

图1 不同温度下驱替压差对比

2 防窜影响因素分析

2.1 基础模型的建立

对影响温敏凝胶泡沫封堵性能的参数进行敏感性分析研究,建立了一注四采五点法井网概念模型。模型中岩石流体参数与油藏参数保持一致,渗透率为 4 000×10-3μm2,孔隙度为 0.36,含油饱和度为0.68,气液比为3,原油黏度689 mPa·s,并对井周围网格进行加密,建立注采井间的高渗通道。

2.2 注入温度对温敏凝胶封堵性影响

研究注入温度分别为56 ℃、120 ℃、160 ℃、200 ℃、240 ℃和300 ℃时对温敏凝胶封堵性的影响(图2)。以B04P井和B0P井为例,随着注入温度的增加,B04P井最高日产气量不断减小,即气窜程度降低;B0P井增油量不断增加,当温度达240℃时增油量开始下降。

图2 B04P井最高日产气量与B0P井增油量

注气结束时,气相残余阻力系数和含气饱和度分布与温度的关系见图3、图4。可以看出,温度影响凝胶的封堵能力明显。注入温度为120℃时,地层气相残余阻力系数数值和波及范围小,注入凝胶对地层的封堵作用较小;注入温度为200℃时,地层的气相残余阻力系数数值较大,波及范围较广,对地层的影响大。从含气饱和度来看,注入温度为120℃时,凝胶封堵作用小,气窜量大,地层含气饱和度低;注入温度为200℃时,气窜量小,地层含气饱和度较高。

2.3 凝胶含量对温敏凝胶封堵性影响

图3 注气相残余阻力系数分布

图4 含气饱和度分布

注入凝胶质量分数分别为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%和2.5%时对温敏凝胶泡沫封堵性的影响。由图5可以看出,凝胶质量分数由0.5%增加到1.0%时,B04P井最高日产气量大幅下降;随着凝胶质量分数增大,最高日产气量保持不变,封堵性保持不变。

图5 B04P井最高日产气量与B0P井增油量

2.4 凝胶用量对温敏凝胶封堵性影响

研究凝胶注入量分别为 50 m3、100 m3、150 m3、200 m3和250 m3时对温敏凝胶泡沫封堵性的影响。由图6可以看出,随着凝胶注入量的增加,B04P井最高日产气量减小,之后变化趋势逐渐变缓,趋于不变状态,在注入量为150 m3时达到最低值。这是由于注入量的增加封堵了近井地带,导致气体更易从高渗通道窜流。随着凝胶注入量的增加,B0P井增油量增加;当凝胶注入量达200 m3时,增油量随着凝胶注入量增加开始下降。

图6 B04P井最高日产气量与B0P井增油量

3 应用实例

2016年,在海上稠油油田NB35-2现场应用了“两井同注+温敏调堵+防乳增效”气窜防治技术。吞吐注热前,实施了调堵段塞的注入,根据优化,温敏可逆凝胶质量分数为1.5%,溶液用量为200 m3,注热中进行了增效剂的伴注,顺利完成了面积注热施工作业,措施防窜增油效果良好。

试验前,单井约注入350 t多元热流体时,邻井发生气窜,最高产气量达12 000 m3/d,导致3口邻井停产,停产27~48天;试验后,单井注入1 000 t多元热流体后,邻井产气量由 24 m3/d上升至 440 m3/d,最高产气量1 000 m3,均正常生产,多元热流体吞吐井平均单井增油1 100 m3。

4 结论

(1)针对井间气窜问题,采用温敏凝胶等化学调堵技术,可抑制气体窜流。

(2)通过实验确定了相应的特征参数,可准确预测温敏凝胶辅助多元热流体开采效果。

(3)运用数值模拟方法,优化分析了注入温度、凝胶含量、凝胶用量对温敏凝胶胶封堵性的影响。

(4)现场应用表明,采用温敏凝胶辅助多元热流体吞吐能够抑制气窜发生,提高油藏压力和原油动用程度,一定程度上提高热采效果。

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