石洪福 何逸凡 孫 強 石 飛 岳寶林

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海油田稠油油藏儲量大,埋藏深,在注水開發(fā)過程中,由于儲層非均質(zhì)性強、油水流度比大,加之開采速度高,使油井過早水淹[1-3]。油井過早高含水會造成注采設(shè)備耗用,FPSO(浮式生產(chǎn)儲油輪)處理產(chǎn)出液困難,加劇海管的腐蝕和結(jié)垢,使原油開采成本大幅上升。因此,必須采取高含水油井選擇性堵水措施[4-11]。

1 油田概況

渤中25-1南油田位于渤海灣盆地,是一個復(fù)雜的斷裂背斜油藏。油田平均孔隙度為30%,平均滲透率為 1 000 ×10-3μm2,地下原油黏度50～274 mPa·s,是高孔、高滲的稠油油藏。油田沉積類型為河流相沉積,平面非均質(zhì)性強,注入水極易沿河道中心突進。目前油田綜合含水84%,已進入高含水階段,優(yōu)勢滲流通道普遍發(fā)育,無效水循環(huán)加劇。亟待開展堵水研究,開發(fā)出與該油田地質(zhì)特點相適應(yīng),與海上平臺操作要求相匹配的堵水體系,以改善油田開發(fā)效果[12-22]。

2 室內(nèi)實驗

2.1 實驗材料及儀器

主要實驗材料包括地層水樣、油樣、油酸、十二烷基苯磺酸、二甲苯、成磺酸鈣、碳酸鈣(800目)、瀝青粉、磺化瀝青粉等。主要儀器包括超級恒溫水浴槽、旋轉(zhuǎn)黏度計、電動攪拌器、數(shù)顯攪拌器、顯微鏡、攝像頭、天平、物理模擬裝置。

2.2 堵劑配制

利用目標(biāo)油田油水樣品,配制了3種堵劑:堵劑A 1%MZ-18+3%BHN-12+混合油,堵劑B 2%MZ-18+1%BHN-12+聚丙烯酰胺,堵劑C 0.5%SH-1+2%CA-18。針對以上三種堵劑開展室內(nèi)實驗,對注入能力、堵水有效期、封堵效果和對低滲層傷害程度進行對比,以篩選滿足實際油藏條件的最優(yōu)堵水體系。

2.3 驅(qū)替實驗步驟

1)篩選一定目數(shù)的砂子,將其洗凈烘干后備用。

2)用烘干后的砂子填于填砂管中,在常溫下用地層水正向飽和,測定水相滲透率。

3)稱量飽和水之后填砂管的質(zhì)量,結(jié)合填砂管的空管質(zhì)量和填入砂子的質(zhì)量,計算填砂管的孔隙體積PV。

4)將烘箱溫度升至70 ℃(油藏溫度)并恒溫。

5)以不同的速率向填砂管中反向注入0.3 PV的地層水。

6)向填砂管中正向注入地層水,注水速率為0.5 mL/min,測量填砂管兩端的壓差,考察堵劑的堵水性能和耐沖刷性能。

3 性能對比評價

3.1 注入能力評價

分別做出三種堵劑在 1 000 ×10-3μm2左右填砂管中注入和頂替壓力曲線對注入壓力和頂替壓力進行對比,見圖1。由圖1可知,在注入過程和頂替過程中,壓力曲線特征不同。其中堵劑C壓力最高,堵劑B次之,堵劑A最低,即堵劑A具有最佳的注入性能。

a)注入壓力曲線a)Injection pressure curve

b)頂替壓力曲線b)Replacement pressure curve

3.2 堵水有效期評價

分別做出三種堵劑在 1 000 ×10-3μm2的填砂管中堵后滲透率和封堵率隨注入孔隙體積變化的關(guān)系曲線以對比堵水有效期,見圖2。三種堵劑的堵水有效期不相同,但相差不大。其中堵劑C的封堵有效期最長,當(dāng)注入8倍孔隙體積倍數(shù)時,封堵率保持在86%以上;堵劑A和堵劑B在注入4倍孔隙體積倍數(shù)時,封堵率開始下降,當(dāng)注入8倍孔隙體積倍數(shù)時,封堵率分別下降到76%和70%左右。堵水有效期的評價為堵劑用量優(yōu)化提供了依據(jù)。

a)堵后滲透率a)Sand permeability after plugging

b)封堵率b)Blocking rate

3.3 封堵調(diào)剖效果評價

首先設(shè)置不同滲透率級差的雙管模型,然后評價不同堵劑在不同級差下高低滲管的分流率之比,據(jù)此比較不同堵劑對非均質(zhì)油層的改善程度，見圖3。由圖3可知,在不同的級差下,三種堵劑對高低滲管的封堵情況均不同。對于非均質(zhì)程度較低的雙管模型,三種堵水劑均表現(xiàn)出較好的封堵調(diào)剖能力,使模型的非均質(zhì)程度得到大幅度改善,能夠大幅度改善高、低滲模型的產(chǎn)液比例;對于非均質(zhì)較嚴(yán)重的雙管模型,封堵調(diào)剖能力相對較差。在相同的級差條件下,堵劑B的封堵調(diào)剖能力最好,平衡后高低滲管的分流率最為接近,使模型更趨于均質(zhì);堵劑A的封堵調(diào)剖能力要比堵劑C強一些,但在非均質(zhì)程度較嚴(yán)重的條件下表現(xiàn)出與堵劑C相近的調(diào)整能力。

圖3 不同堵劑的平衡分流率之比圖Fig.3 The ratio of the equilibrium shunt rate ofdifferent plugging agents

3.4 儲層傷害程度評價

根據(jù)實驗結(jié)果評價不同滲透率級差下不同堵劑對低滲管的封堵率,據(jù)此比較三種堵劑對低滲儲層的傷害程度,分析堵劑的選擇性和智能性，結(jié)果見圖4。由圖4可知,在不同的滲透率級差下,三種體系對低滲管都表現(xiàn)出比較低的傷害,封堵率均在35%以下,并且隨著級差的增大,低滲管的封堵率逐漸降低。表明堵劑主要進入的是高滲層,對低滲層的傷害較小,并且非均質(zhì)程度越大,堵劑越容易進入高滲層,表現(xiàn)出較好的選擇性封堵能力。在級差較小時,堵劑C對地層傷害最小;在級差較大時,堵劑A和堵劑C對低滲管的傷害要大于堵劑B。要根據(jù)油田儲層的非均質(zhì)程度選擇適宜的堵劑。

圖4 不同堵劑對低滲管封堵率圖Fig.4 Plugging rate of different plugging agentsonlow permeability pipes

4 礦場應(yīng)用

海上油田具有安全注入壓力窗口較小,流程處理要求高等特點。渤中25-1南油田屬于海上河流相油田,儲層平面非均質(zhì)性強,滲透率級差大(平面滲透率級差3～5),綜合考慮需選擇易注入,易處理,儲層傷害程度低的堵劑,因此選擇堵劑A。該油田E 25井主要開采層位為NmIV 8.2小層和NmV 3+5.1小層,施工前該井日產(chǎn)液150 m3,日產(chǎn)油15 m3,含水90%,測試顯示主要出液和出水層位為NmV 3+5.1小層。2016年1月對該井堵水作業(yè),堵水后產(chǎn)液量和含水持續(xù)下降,測試顯示堵水后NmV 3+5.1小層產(chǎn)液比例由82%下降到70%,該井產(chǎn)液不均得到大幅改善,最大日增油達到了35 m3,含水下降約10%,有效期396 d,累計增油達1.4×104m3,取得明顯效果。

5 結(jié)論

1)利用室內(nèi)實驗對篩選配制的三種堵劑的注入性能、堵水有效期、封堵能力和對低滲層傷害程度進行分析評價,結(jié)果表明:堵劑A具有最佳的注入性能,在相同滲透率條件下堵劑的注入壓力和頂替壓力是最低的;堵劑B具有最佳的封堵調(diào)剖性能;堵劑C具有最長堵水有效期和最低的低滲透層傷害性。三種體系各有所長,在實際應(yīng)用中具有較大的選擇空間。

2)結(jié)合海上油田安全注入壓力窗口小、環(huán)保排放要求高和平臺空間小的具體條件,選擇堵劑A在渤中25-1南油田E 25井進行堵水試驗,結(jié)果表明該堵劑堵水效果好、增油明顯。