低渗油田N2驱气窜特征及泡沫防窜实验研究

刘浩洋,赵 军,吴彬彬,左清泉,陈 平,胡 雪,郑继龙

(1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300452; 2.中海油能源发展股份有限公司 清洁能源公司,天津 300459)

引 言

油田注氮气作为一种重要的提高采收率技术已被各个油田广泛应用[1-5]。然而,在注气的过程中由于储层非均质性,气体流度比较高等原因,易发生气窜、见气过早,见气后产量急剧降低,抑制了提高采收率效果[6-8]。国内外室内研究及矿场应用结果表明,泡沫防窜体系是改善氮气驱气窜的有效措施之一[9-12]。因此正确认识N2驱气窜规律,针对特定的地层条件,研究适合的泡沫防窜体系,对改善气驱效果,提高采收率具有重要意义。

B油田为具有多油水系统的构造层状油藏,油藏埋深3 220～3 456.6 m,温度达到135 ℃,油层厚度39 m,整体连片,分布稳定。储层物性较差,非均质性强,平均孔隙度11.7%,平均渗透率25 μm2,具有中低孔-低渗特征。地层水矿化度达12 000 mg/L。B油田投入初期采用地层能量衰竭开采,地层压力下降快,后采用注水开发,产量短暂提升后持续下降,采用酸化和压裂等措施均无明显效果,面临着产能递减过快,措施效果差的问题。后由注水开发改为注氮气开发,但油田基质渗透率低,渗流通道类型以孔隙为主,存在微裂缝,非均质性严重,加之前期长期注水形成水驱优势通道,在注气的过程中由于气体流度比较高,极易发生气窜、黏性指进等现象,造成体积波及系数较低。因此本文通过室内实验,研究了长岩心N2驱气窜特征,针对B油田高温高盐低渗的特点,研制了合适的泡沫防窜体系,通过物理模拟实验,评价了体系的防窜效果及注入时机。

1 实验部分

1.1 实验条件及材料

实验设备:自控恒温箱、ISCO泵、岩心夹持器(适用于Φ2.5 cm×100 cm)、围压跟踪系统、回压阀、气体流量计、中间容器、六通阀、压力表、电子天平、磁力搅拌器、瓦林剪切机、量筒、烧杯等。

实验岩心:实验用岩心为人造均质岩心,人造岩心采用与储层相近的矿物成分混合压制而成,岩心渗透率与储层渗透率相近。岩心规格均为Φ 2.5 cm×30 cm和Φ2.5 cm×10 cm,实验岩心拼接成1 m,基础数据见表1。

实验用气为高纯 N2,纯度为 99.99%,天津盛唐气体有限公司。实验用水为B油田地层水,水型为CaCl2型,总矿化度为12 400 mg/L。实验用油为B油田地层原油,地层温度135 ℃下黏度为1.2 mPa·s,密度为0.868 g/cm3。

实验用药剂:起泡剂为阴离子型XG-1、DRKS-2;两性离子型TTHG-3;非离子型DYSD-4;阳离子型ZHDQ-5。稳泡剂为聚合物WP-1,聚合物SP、纳米微球SiO2。

1.2 实验内容及方法步骤

1.2.1 长岩心N2驱替实验

(1)将满足实验所需渗透率要求的岩心烘干、称重;

(2)将上述岩心放入真空瓶中,抽真空约3 h,然后饱和地层水;

(3)称重饱和后的岩心,计算孔隙体积以及孔隙度;

(4)将岩心放入夹持器中,并按图1连接好装置,加围压,检查整个系统的密封性,将整个系统置于恒温箱中,设定恒温箱温度为 135 ℃,待岩心两端压差平稳后记为p1,水测渗透率记为K1;

图1 N2驱替实验装置及流程

(5)饱和油,流速(1 mL/min)将模拟油注入岩心中,直至出口端不出水为止,计算饱和油体积,老化24 h;

(6)每组驱替实验设定出口端回压为地层压力34 MPa,恒速注入N2,注入速度为1 mL/min,记录实验中压力、产油量与产气量等实验数据,直至完全气窜,结束实验;

(7)重复多次实验。

1.2.2 泡沫防窜体系筛选实验

(1)使用地层水配制相同浓度的发泡剂溶液各200 mL,放入温度烘箱中老化24 h后取出,用瓦林剪切机以3 000 r/min搅拌1min,后快速倒入1 000 mL量筒内,观察发泡体积及发泡剂溶液析出一半液体时的时间,优选出最佳发泡剂;

(2)用优选出的发泡剂与不同稳泡剂进行复配,配制一定浓度的复配溶液,使用上述同样的方法优选出最佳的泡沫防窜体系。

1.2.3 泡沫防窜效果评价

步骤(1)-(5)与长岩心N2驱替实验相同;步骤(6)每组驱替实验设定出口端回压为地层压力34 MPa,恒速注入N2,注入速度为1 mL/min,记录实验中压力、采出油与N2体积等实验数据,分别在气驱不同阶段注入配制好的泡沫防窜体系0.1 PV,之后注N20.1 PV,如此循环3次,记录最后一次注泡沫防窜体系时岩心两端压差p2,计算此时岩心渗透率K2,后续一直注气直至完全气窜,记后续气窜时岩心两端压差p3,实验过程中记录出口端产液量,产气量等数据。

实验评价指标:

(1)阻力系数。对于气驱封窜体系是指N2和封窜剂分别通过岩心时的流度比,即

(1)

其中,(K/μ)g是气驱时流度,μm2/(mPa·s);(K/μ)p是封窜剂通过岩心时流度,μm2/(mPa·s)。

(2)残余阻力系数。指封窜体系降低岩心渗透率的程度,即

(2)

其中:Kg为封窜体系通过岩心多孔介质前的渗透率,μm2;Kp为封窜体系通过岩心多孔介质后的渗透率,μm2。

(3)封堵率。指注入封堵体系后,降低岩心渗透率的作用大小。封堵体系的封堵能力可用注入封堵体系前后水测渗透率的差与未加入封堵体系前所测水相渗透率的比值评价,即

(3)

其中:K1为封堵措施前的岩心渗透率,μm2;K2为封堵措施后的岩心渗透率,μm2。封堵率的值越大,说明封堵体系的封堵性能越好。

2 长岩心N2驱气窜特征

为研究低渗油藏N2驱的气窜规律,选取了与储层孔隙度、渗透率相近的人造岩心1#、2#、3#,在油藏温度135 ℃和地层压力34 MPa下,开展了3组长岩心N2驱替实验。

图2是2#岩心N2连续气驱的动态生产曲线,其他岩心的生产动态曲线与此类似。从图中可以看出,在刚开始阶段,岩心只产油,不产气;当注入N2约0.6 PV时,开始产生气体,此时油为连续相,携带气体快速产出,油大量产出;随后,油产出速度变慢,气体逐渐转变为连续相,油呈喷射状形式产出;当注入N22.1 PV时,油不再产出,气体形成气窜通道,均匀快速产出。因此根据不同阶段的生产特征将长岩心N2连续气驱划分为三个阶段:无气产油阶段、油气同产阶段、气窜阶段。

图2 岩心采出程度与生产气油比随注入体积变化曲线

将进行的三组实验结果进行统计,结果见表2,发现气驱过程总的采收率在60%左右,其中第一阶段无气产油阶段采出程度约在17%～20%;第二阶段油气同产阶段采出程度达到40%～43%,是第一阶段的两倍,可见油气同产阶段是产油的高峰阶段;第三阶段是气窜阶段,此阶段不产油只产气。到达气窜阶段之前也就是第一阶段和第二阶段总的注气量约为2.0 PV,此时累积气油比达到20 cm3/cm3左右,这时的注入压力也达到最高,在此之前,压力缓慢上升,到达气窜时,压力达到顶峰,气窜形成通道后,压力有所降低,下降约1 MPa。因此,将长岩心N2驱替过程划分为三个阶段,以采出程度和累积气油比作为划分气窜阶段的指标:采出程度≤20%,累积气油比=0为无气采油阶段;采出程度≤60%,累积气油比≤20 cm3/cm3为油气同产阶段;无油产出,采出程度不再增加,累积气油比大于20 cm3/cm3为气窜阶段。

表2 N2驱气窜不同阶段特征实验数据

3 泡沫防窜体系筛选

实验选取了5种发泡剂,配制质量分数为0.5%的起泡剂溶液,放入135 ℃烘箱中老化24 h,通过瓦林搅拌法对发泡体积Vmax和析液半衰期t1/2进行评价,计算泡沫综合值FCI=3/4·Vmax·t1/2,结果见表3。

表3 发泡剂泡沫性能评价结果

起泡剂XG-1具有最高的发泡体积,但是析液半衰期时间最短,产生泡沫持续的时间不足。起泡剂DRKS-2和起泡剂TTHS-3发泡体积和半衰期均表现良好,起泡剂DYSD-4发泡体积小,析液半衰期比较短,性能最差。起泡剂ZHDQ-5发泡体积并不具有优势,但在高温下具有最长的半衰期,泡沫综合性能最好。因此优选ZHDQ-5发泡剂作为复配体系的发泡剂。

配制不同质量分数的发泡剂ZHDQ-5溶液,测量发泡体积与析液半衰期,优选发泡剂ZHDQ-5的最佳使用浓度,实验结果见图3。

图3 不同质量分数发泡剂ZHDQ-5泡沫性能对比

从图3中看出,随着质量分数增大,发泡体积和析液半衰期均有增长,但质量分数超过0.6%增长幅度变缓。考虑现场综合因素,推荐质量分数为0.6%。

为构建一种能够适应地层条件的较为稳定的泡沫体系,稳泡剂被引入泡沫体系以增强泡沫的耐受性及稳定性。实验选取了三种稳泡剂,800万分子量聚合物WP-1、聚合物SP和纳米微球SiO2,采用瓦林搅拌法研究不同的稳泡剂对起泡剂性能的影响,起泡剂质量分数为0.6%,稳泡剂质量分数为0.1%。实验结果见表4。

表4 稳泡剂对起泡剂性能的影响

从表4中看出,加入稳泡剂后,起泡剂发泡体积有降低,除了SiO2外,析液半衰期都得到了延长,尤其是聚合物WP-1和聚合物SP,在高温下仍具有较长的析液半衰期。WP-1是小分子量聚合物,分子量在800万左右,配置0.1%的起泡剂溶液黏度比较低,测得黏度为31 mPa·s,而聚合物SP黏度比较大,起泡剂溶液中加入0.1%的聚合物SP黏度达到了322 mPa·s,不利于实现在低渗油藏中深部注入。

因此,筛选出的泡沫防窜体系是:0.6%ZHDQ-5起泡剂+0.1%WP-1稳泡剂溶液。

4 注入时机对防窜效果的影响

前述实验结果将N2驱替过程按照采出程度和累积气油比划分为了三个阶段:无气产油阶段、油气同产阶段和气窜阶段。本部分选取了3组岩心4#、5#、6#,分别在油气同产阶段(累积气油比达到10 m3/m3)、刚气窜(累积气油比20 m3/m3)和气窜阶段(累积气油比30 m3/m3)注入泡沫防窜体系,来探究不同时机注入泡沫防窜体系的封堵性及驱油效果。

通过记录实验数据,计算阻力系数、残余阻力系数和封堵率等,结果见表5。

表5 封堵率评价结果

从表5中看出,在累积气油比10 cm3/cm3、20 cm3/cm3、30 cm3/cm3注泡沫防窜体系封堵率均能达到90%以上,阻力系数达到2以上,但在刚气窜时(累积气油比20 cm3/cm3)封堵率最大,阻力系数及残余阻力系数均最大,封窜效果最好。

实验记录了不同注入时机下注气阶段、注泡沫防窜体系阶段、后续气驱阶段的采出程度以及总采收率,实验结果见图4。

图4 各阶段采出程度及总采收率

在刚气窜时(累积气油比20 cm3/cm3)注入泡沫防窜体系总采收率最高达到78%,前期注气阶段采出程度达61%,在这一阶段,采出程度不断上升,见气后累积气油比亦上升。注泡沫防窜体系这一阶段,采出程度1%,说明这一阶段基本不产油,而累积气油比仍呈上升趋势。后续气驱阶段,初始累积气油比基本不变化,而采出程度开始上升,说明泡沫防窜体系起到了封堵作用,注入的气体进入之前未驱到的孔隙结构中,将里面的剩余油驱出,这一阶段采出程度16%,总的采收率达78%。在油气同产阶段(累积气油比达到10 m3/m3)注入泡沫防窜体系采收率达到69%,前文得到原油会在见气阶段大量产出,因此可知在见气前中期注入较强的封堵体系反而会影响到见气阶段及后续气驱阶段的采出程度。气窜阶段(累积气油比30 m3/m3)注入泡沫防窜体系,前期注气阶段采出程度59%,注气阶段不产油,后续气驱阶段采出程度上升,此阶段采出程度14%,总采收率为73%。可见,注泡沫防窜体系存在注入时机,太早或太晚均不能达到最高的采收率,因此推荐在刚气窜时(累积气油比达到20 cm3/cm3)注入泡沫防窜体系可以得到最好采收率。

5 结 论

(1)以采出程度和累积气油比作为划分气窜阶段的指标将长岩心N2驱替过程划分为三个阶段:无气采油阶段(采出程度≤20%,累积气油比=0)、油气同产阶段(采出程度≤60%,累积气油比≤20 cm3/cm3)、气窜阶段(无油产出,采出程度不再增加,累积气油比大于等于20 cm3/cm3)。油气同产阶段产油最多。

(2)在目标油藏条件下(温度135 ℃,矿化度12 400 mg/L),筛选出适合的泡沫防窜体系:0.6%ZHDQ-5+0.1%WP-1溶液。该体系发泡体积达到628 mL,析液半衰期1 235 s。

(3)泡沫防窜体系能够有效封堵岩心,使后续气驱采收率大幅提升。注泡沫防窜体系过早或过晚均不能达到最高的采收率,在累积气油比达到20 cm3/cm3(刚气窜时)注泡沫防窜体系效果最好,可在气驱基础上提高采收率17%。