張 偉

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院,天津 300452)

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海上稠油凝膠泡沫復合調(diào)堵室內(nèi)試驗研究與應用

張 偉

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院,天津 300452)

多元熱流體吞吐是海上稠油熱采的有效技術(shù)之一。受井距、地層物性等因素影響,注熱過程中存在井間氣竄現(xiàn)象,導致產(chǎn)氣量增加,嚴重時導致臨井停產(chǎn)。通過靜態(tài)及動態(tài)室內(nèi)試驗研究,優(yōu)化篩選出適合海上稠油油藏的可逆溫敏凝膠和泡沫體系。現(xiàn)場應用表明,凝膠泡沫復合調(diào)堵工藝對井間氣竄起到了抑制效果,有效動用了井間剩余油、提高了油田整體產(chǎn)量。

海上稠油;凝膠泡沫;復合調(diào)堵;應用

多元熱流體吞吐是海上稠油熱采的有效技術(shù)之一。自2008開展多元熱流體吞吐先導試驗以來,與冷采相比,NB油田日產(chǎn)油增幅達163%,采油速度增加2～3倍,采出程度提高2%。目前多元熱流體吞吐技術(shù)應用20余井次,其中6井次進入二輪生產(chǎn)階段。多元熱流體吞吐技術(shù)整體開發(fā)效果較好,但存在一些問題,井間氣竄是目前面臨的最大問題[1-3]。NB油田目標層段儲層埋藏連續(xù)性好,具有高孔高滲的特征,平均滲透率為4 564.4×10-3μm2,其中高滲條帶滲透率高達12 080×10-3μm2。熱采過程中,受油藏非均質(zhì)性、滲透率變化和原油性質(zhì)差異等因素的影響,注入的高溫熱流體易在大孔道、高滲透層中形成竄流,加之第一輪次經(jīng)過了強注強采,導致吸氣剖面不均,降低了熱量利用率,縮小了波及范圍,氣竄現(xiàn)象日趨嚴重,開發(fā)效果變差。如何抑制氣竄,提高吞吐開發(fā)效果是目前急于解決的問題,筆者從室內(nèi)試驗出發(fā),研究泡沫凝膠復合體系對氣竄封堵效果。

1 復合調(diào)堵工藝原理

凝膠可以起到增強泡沫結(jié)構(gòu),增大泡沫尺寸,提高泡沫穩(wěn)定性,延長泡沫半衰期的作用。與普通凝膠聚合物相比,溫敏可逆凝膠可在低溫下溶解于水中,注熱過程中,隨著溫度的升高,溫敏聚合物大分子鏈上的疏水基團暴露出來,逐漸不溶于水,并通過疏水作用開始締合和卷繞,形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)將水包裹住,在孔隙中成膠,封堵高滲條帶,迫使注入的流體轉(zhuǎn)向,達到調(diào)堵的目的;而生產(chǎn)過程中,當溫度逐漸降低時,聚合物分子鏈收縮,釋放水分,重新溶解于水中[4- 6]。

泡沫具有賈敏效應,可有效封堵高滲透層,其特點是“堵大不堵小”,凝膠與氮氣泡沫組合時會產(chǎn)生明顯的分流作用,使更多凝膠泡沫進入高滲透層,將高滲透層的阻力因子大幅提高,并降低低滲透層的阻力因子,復合調(diào)堵效果較常規(guī)凝膠會有大幅度的提高。此外,泡沫可以封堵凝膠未波及地帶、調(diào)整注入流體黏度,擴大波及范圍。同時,泡沫遇油會發(fā)生消泡現(xiàn)象,泡沫消泡后的氣體占據(jù)部分孔隙,能夠在一定程度上增加地層能量,有利于吞吐過后提高油井產(chǎn)量[7-11]。

2 配方組成試驗評價

2.1 凝膠調(diào)堵劑性能評價

2.1.1 凝膠濃度性能評價

為對比不同濃度下凝膠的成膠性能,開展?jié)舛葘δz性能的影響試驗。把不同濃度的凝膠溶液裝進量筒觀察流動性能,并用旋轉(zhuǎn)黏度計測量不同濃度凝膠溶液的黏度。不同濃度、溫度下凝膠黏度對比結(jié)果如表1所示。

表1 不同濃度、溫度下凝膠的黏度對比

由表1可知,3%質(zhì)量分數(shù)的凝膠溶液黏度大,流動困難,現(xiàn)場施工可能無法泵入油井,因此建議使用質(zhì)量分數(shù)≤2%,配置水溫度40～50℃。

2.1.2 溫敏凝膠成膠及失效溫度測定

將2%的溫敏凝膠溶液分別置于65、70、75、80 ℃烘箱中,靜置共計12 h,觀察凝膠的成膠情況。不同溫度下凝膠成膠情況如圖1所示,結(jié)果表明:溫度為65 ℃時,凝膠呈可流動的果凍狀態(tài),成膠顏色偏黃,而溫度在70～80 ℃時,凝膠的成膠效果較好,無法流動,成膠顏色較白。因此,溫敏可逆凝膠的最低成膠溫度為70 ℃。

將凝膠配成2%的溶液,放置在150、160、170 ℃下老化12 h,取出后觀察凝膠在75 ℃的成膠情況。不同溫度下,凝膠老化情況如圖2所示,試驗結(jié)果表明:凝膠在150 ℃和160 ℃下老化后以及降溫至75 ℃后均可成膠,當凝膠在170 ℃處理后,溫度恢復至75 ℃時也未成膠,說明凝膠已分解,無法成膠,凝膠高溫失效后為低黏度均勻水溶液,沒有沉淀和雜質(zhì),不會對地層造成堵塞傷害。因此,溫敏凝膠失效溫度為170 ℃。

圖2 不同溫度老化降溫后溫敏凝膠的成膠狀態(tài)

2.1.3 溫敏凝膠封堵性能評價

為評價溫敏凝膠封堵性能,開展一維熱力高、低溫滲透率恢復試驗。凝膠封堵性能試驗流程如圖3所示。

圖3 凝膠封堵性能試驗流程

試驗方法如下:(1)采用模擬地層砂填裝尺寸為Φ25 mm×52 cm的模擬巖心管,水驅(qū)測試其滲透率;(2)將配置好的1.5%凝膠溶液裝入中間容器(由于在巖心管尺寸的限制,考慮到凝膠溶液注入地層可能存在損失,因此在巖心管模擬試驗中將凝膠濃度降低至1.5%),將巖心管放入驅(qū)替裝置中,驅(qū)替裝置溫度設置為55 ℃,通過中間容器,控制泵打壓將凝膠溶液注入巖心管直至飽和;(3)升溫至80 ℃,恒溫1 h待凝膠成膠后,進行水驅(qū),記錄壓差并測定滲透率,計算出封堵率;(4)分別將溫度下降至55 ℃及升高至200 ℃,恒溫12 h,進行水驅(qū)記錄壓差并測定滲透率,進行滲透率恢復率測定。

由于溫敏凝膠封堵性能評價針對于地層中高滲部位,目標油層高滲部位滲透率高達12 080 mD,因此封堵性能評價試驗中使用滲透率范圍在11 000～13 000 mD內(nèi)進行模擬。溫敏凝膠封堵性能評價試驗結(jié)果如表2所示,封堵率均大于99%;當溫度下降至55 ℃,滲透率恢復率87.08%,當經(jīng)過200 ℃處理后,滲透率恢復率93.8%。

表2 溫敏凝膠封堵性能評價試驗結(jié)果

2.2 起泡劑優(yōu)選與評價

多元熱流體注入井前緣(7～10 m)溫度場為70～130 ℃,而近井地帶(2～5 m)溫度場為130～200 ℃。因此,在注多元熱流體之前采用前置段塞式注入中低溫起泡劑,并在注多元熱流體時段塞式伴注高溫起泡劑。半衰期和阻力因子是衡量泡沫穩(wěn)定性及封堵能力的重要指標。收集了在行業(yè)上應用較廣的中低溫起泡劑樣品以及高溫起泡劑樣品共計10種,開展室內(nèi)評價試驗。

2.2.1 泡沫掃描試驗

試驗采用法國TECLIS高溫高壓泡沫掃描儀?？紤]到起泡劑在前置和伴注過程中溫度場不同,分別在80 ℃(前置)和150 ℃(伴注)不同溫度下評價起泡劑的起泡性能。進行150 ℃試驗前,對耐高溫起泡劑進行270 ℃老化,老化時間為24 h。試驗壓力2 MPa,評價濃度0.5%。由于整個腔室體積為300 mL,故設定起泡體積達到200 mL,系統(tǒng)停止注氣,測定泡沫穩(wěn)定和衰減情況。試驗裝置及試驗結(jié)果曲線如圖4所示。

圖4 泡沫掃描試驗裝置及試驗結(jié)果曲線

2.2.2 阻力因子測定試驗

圖5 阻力因子試驗裝置流程

試驗采用一維熱力驅(qū)替裝置如圖5所示,在80 ℃下測定高溫起泡劑和中低溫起泡劑的阻力因子;在150 ℃下測定高溫起泡劑的阻力因子。試驗步驟如下:(1)作模擬巖心管,水驅(qū)測其滲透率,記錄驅(qū)替壓差(基礎壓差);(2)將配置好的起泡劑裝入中間容器,起泡劑濃度為0.5%;(3)按照4∶1比例配置N2+CO2混合氣瓶;(4)將巖心管放入驅(qū)替裝置中,溫度設定為80 ℃以及150 ℃,壓力2 MPa,然后打開中間容器閥門和氣瓶閥門,注入起泡劑溶液和氣體,氣液比為2∶1,記錄泡沫驅(qū)替壓差(工作壓差);(5)驅(qū)替2 h后,停止注入泡沫,改用清水驅(qū)替清洗巖心管。

2.2.3 起泡劑優(yōu)選評價小結(jié)

80 ℃下泡沫掃描試驗和阻力因子測定試驗結(jié)果如表3所示。結(jié)果表明,80 ℃時中低溫起泡劑與高溫起泡劑的半衰期差距不明顯,中低溫起泡劑阻力因子明顯高于高溫起泡劑,而在注多元熱流體之前,地層溫度為80 ℃左右,因此選擇中低溫起泡劑作為前置注入起泡劑。綜合考慮半衰期、阻力因子等性能指標后,優(yōu)選出NB-9型起泡劑作為多元熱流體前置段塞式注入起泡劑。

考慮到溫度對起泡劑的影響,多元熱流體伴注起泡劑應選擇耐高溫起泡劑。150 ℃下泡沫掃描和阻力因子測定試驗結(jié)果如表4所示,結(jié)果表明,隨著溫度的升高,高溫起泡劑半衰期明顯縮短,但阻力因子顯著提高。綜合考慮半衰期、阻力因子等性能指標后,優(yōu)選出NB-4型起泡劑作為多元熱流體段塞式伴注高溫起泡劑。

試驗結(jié)果表明,優(yōu)選出的起泡劑在適合溫度下半衰期和阻力因子可大幅度提高,在目前注多元熱流體油藏溫度區(qū)間內(nèi)穩(wěn)定性和封堵能力可以得到較大幅度提升。

表3 80 ℃下泡沫掃描試驗及阻力因子測定試驗結(jié)果對比

表4 150 ℃下泡沫掃描試驗及阻力因子測定試驗結(jié)果對比

3 現(xiàn)場應用

為驗證凝膠泡沫調(diào)堵的實施效果,對優(yōu)選后的復合調(diào)堵體系開展現(xiàn)場應用,選擇NB油田N4井作為目標井,N4井所在油層厚度6 m,井深2 328 m,水平段長度271 m?，F(xiàn)場凝膠采用平臺注聚設備注入,并采用淡化水配制,配制濃度由1%逐漸升高至1.5%～2%,注入量共計300 m3。現(xiàn)場泡沫調(diào)堵采用前置段塞注入與注熱過程中伴注的組合方式,其中泡沫前置段塞注入質(zhì)量分數(shù)5%、多元熱流體配注溫度為100～120 ℃,泡沫伴注質(zhì)量分數(shù)2%,伴注期間多元熱流體溫度為150～180 ℃,經(jīng)過凝膠泡沫復合調(diào)堵后,注熱期間壓力基本保持穩(wěn)定,臨井未出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象,凝膠泡沫復合體系具有一定的調(diào)堵效果。單井現(xiàn)場應用結(jié)果表明,凝膠復合調(diào)堵工藝能夠在一定程度上封堵大孔道、抑制汽竄。

4 結(jié) 論

(1)針對海上多元熱流體吞吐存在的氣竄問題,通過室內(nèi)試驗評價優(yōu)選出封堵強度相對較高的泡沫凝膠體系,室內(nèi)試驗評價結(jié)果表明該復合體系具有良好的封堵性能。

(2)現(xiàn)場應用結(jié)果表明,經(jīng)過凝膠泡沫復合調(diào)堵后,多元熱流體吞吐井注熱期間壓力基本保持穩(wěn)定,臨井未出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象,凝膠泡沫復合體系具有一定的調(diào)堵效果。

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[責任編輯] 印樹明

2017-03-10

張 偉(1983—)，男，遼寧義縣人，中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院工程師，主要從事稠油熱采工藝技術(shù)研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2017.02.008

TE357

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