稠油油藏可动凝胶+活性水调驱技术
2010-03-24韩树柏
韩树柏
摘要:根据稠油注水开发的海1块储层特征、原油物性和注入水性进行室内配方筛选,并对成胶性能各种影响因素程度进行评价,筛选出了稠油注水的调驱体系。运用提高采收率技术的理论和经验公式,结合现场动静态资料,对调驱措施效果、开发水井改善情况、注水利用率及提高采收率等情况进行了综合研究。调驱后水驱动用程度和水驱采收率均得到了提高,为油田转换开发方式、提高油田采收率提供了一定的借鉴。
关键词:稠油注水开发油藏;可动凝胶+活性水;调驱技术;提高采收率;海1块
中图分类号:TE357.46文献标识码:A
前 言
海1块是常规注水开发的稠油油藏——海外河油田的主力断块,储层为三角洲前缘沉积体系,岩性为砾状—泥质粉砂岩,平均孔隙度为29.1%,平均渗透率为633×10-3μm2。开发目的层为下第三系东营组马圈子油层,埋深1 650～2 100 m,油藏类型为构造控制的层状边底水油藏。含油井段长,含油层数多且薄,具有多套含油层叠加连片的特点,油水界面参差不齐,原油具有高密度、高黏度、低含蜡量、低凝固点的特点,地层水属于NaHCO3型,矿化度平均为3 036 mg/L。截至2006年底共有油井107口,日产液2 890 t/d,日产油438 t/d,综合含水84.8%,累计产油393.8×104t,累计产水927.3×104m3,采油速度为1.30%,采出程度为32.09%,可采储量采出程度为76.91%。注水井43口,日注水834 m3/d,平均单井日注29 m3/d,累计注水849.0×104m3,累计注采比为0.63,地下亏空490×104m3,目前均处在高采出程度、高含水开发时期[1]。由于油水黏度大,长期注水冲刷形成的高渗水通道,导致大量注入水低效或无效循环。层间层内矛盾突出,剩余油主要存在于厚油层顶部、低渗层、非主流带中[2],亟需开展转换开发方式提高采收率技术的研究。从油藏的各项指标和开发现状看,海1块符合化学驱的有利条件[3]。
1 可动凝胶+活性水调驱体系研制
可动凝胶+活性水调驱技术是一项既能提高波及系数,又能提高洗油效率的增产技术[4],是在最大限度地提高注入水波及系数的基础上,实施有限度三次采油的提高油田采收率技术[5],弥补了单纯调剖堵水和单纯注驱油剂的不足。可动凝胶+活性水调驱技术以调剖为主,在注入驱油剂前、后及注入中均应用调剖技术,使少量高效的驱油剂进入含油饱和度高的中、低渗透层,通过充分调剖将原油分离出来并从油井采出,从而达到提高采收率的目的[6-7]。
1.1 凝胶调剖体系研制
实验选用2种凝胶类调驱体系,一种用于封堵大孔道,一种用于调驱。实验温度为70℃,实验用水为海1联合站回注水,总矿化度为2 169 mg/L。根据弱凝胶驱油机理并结合海1块的实际情况,在室内对调驱剂体系进行了筛选和评价。
1.1.1 体系中聚合物分子质量选择
海1块地层渗透率为633×10-3μm2,根据匹配关系,选择分子质量为2 500×104的抗盐、抗剪切聚合物。
1.1.2 聚合物浓度对体系黏度的影响
当体系中聚合物浓度在600～2 000 mg/L之间时体系均能成胶[8]。
1.1.3 交联剂浓度对体系成胶的影响
实验中交联剂浓度分别为0.05%、0.075%、0.1%、0.15%(聚交比分别为6∶1、4∶1、3∶1、2∶1)。在聚合物浓度为3 000 mg/L条件下,向聚合物溶液中加入不同浓度交联剂,观察交联剂浓度对体系成胶效果影响(图1)。可以看出,随着交联剂浓度增加,成胶时间缩短,体系黏度增加,长期稳定性好。
1.1.4 封堵效率
采用石英砂制作人造岩心,注入适量化学剂体系,在70℃下保持恒温48 h后进行水驱,对比前后渗透率变化情况,评价可动凝胶的封堵效果。实验结果表明,凝胶在岩心中均能起到较好的封堵效果,且效率高于90%。
1.2 驱油剂种类的筛选与确定
根据海1块油藏特点和原油性质,对用于提高采收率的20种驱油剂的溶解性、配伍性、抗盐性和耐温性等理化性能,以及界面活性、长期热稳定性和洗油效果等使用性能的综合评价,最终筛选出适合海1块原油特点的驱油剂。当驱油剂浓度为0.075%时界面张力达超低值(10-3mN/m数量级),同时考虑注入地层后吸附损失等影响,最终确定使用浓度为0.2%的驱油剂体系(图2)。
1.3 调驱体系室内驱油实验
以上述研究确定的调驱体系为基础,在室内开展双管驱油实验(图3)。当采出液含水达到98%以后,先后注入0.3 PV凝胶和驱油剂调驱体系,共提高驱油效率18.9%,其中低渗层提高驱油效率32%,高渗层驱油效率提高7.8%。
2 现场试验情况
试验井组选择构造上处于海1块的构造高部位,构造简单内部无断层。储量为139.1×104t,平均有效厚度为22.3 m,孔隙度为23.5%,渗透率为1 301×10-3μm2,连通系数为85%,渗透率变异系数为0.75。试验井组内有注水井3口,油井13口,油井生产正常,井况好,为调驱提供了物质基础。
2.1实施方案设计
2.1.1 凝胶体系注入设计
①前置段塞:8 000 m3,聚合物浓度为0.25%,交联剂G和W浓度分别为0.05%、0.02%;
②主段塞:96 000 m3,聚合物浓度为0.20%,交联剂G和W浓度分别为0.05%、0.02%;
③保护段塞:16 000 m3,聚合物浓度为0.10%,交联剂G和W浓度分别为0.05%、0.02%。
2.1.2 驱油剂体系注入设计
注入驱油剂段塞设计注入量10×104m3,包括前置段塞:高浓度0.4%驱油剂14 000 m3;主体段塞:0.2%的驱油剂78 000 m3;保护段塞:低浓度0.1%驱油剂8 000 m3。
2.2 现场实施情况
海1块可动凝胶+活性水调驱试验从2006年11月开始实施,注入凝胶前置段塞8 405 m3,主段塞76 641 m3,注驱油剂22 169 m3,累计注水187.8×104m3。截至2008年底,13口油井日产油由措施前43.9 t/d上升至最高时73.7 t/d,目前日产油34.5 t/d,最高日增油29.8 t/d,已累计产油1.5×104t。
3 效果评价
3.1 水井效果评价[9]
3.1.1 调剖充分程度的判别
(1) 注水井压力上升。3口水井调驱后与调驱前对比,注水压力均有不同程度的提高,海8-16井从8 MPa上升至11 MPa,海8-17井从9 MPa上升至10 MPa,海23井从10 MPa上升至11.5 MPa。
(2) PI值和充满度FD提高。对试验区内3口注水井调剖后,井口压降曲线的充满度都超过0.70,说明注水井已达到充分调剖的要求。
3.1.2 注水井吸水剖面改善显著,水驱效果提高
2007年3月16日对海8-16、海8-17注水井进行吸水剖面测试。测试结果为:海8-16井原主吸层12号层相对吸水量由59.8%下降至8.2%,13号层调驱前吸水为34.3%,调驱后吸水为91.8%;海8-17井主吸层21号层调驱前相对吸水量为96.3%,调驱后吸水为17.1 %,10号、11号、16号、17号层原不吸水,调驱后吸水分别为24.1%、23.8%、26.3%、8.7%。
3.2 油井效果评价方法
3.2.1 水驱采收率评价
应用水驱曲线可以描述和预测生产过程中的含水变化、产油情况、最终采收率以及可采储量等。海1块的原油黏度为82.3 mPa•s,结合海1块调驱井组的具体情况,用乙型水驱曲线进行最终产量的预测,预测其最终采收率可为54.65%,对应累计产油量应为76.02×104t。
3.2.2 综合含水率评价
试验区3个井组试验前综合含水为93.5%,开展可动凝胶+活性水调驱后,试验区采出液综合含水明显下降,最低为81.9%,较试验前含水下降了11.6%。说明调驱对井组含水上升程度起到了很好的控制作用。
3.2.3 试验井组开发效果明显改善
海外河油田进入高含水期后,产量按照指数递减规律变化的,经过调驱后开发效果得到明显改善[10-11]。试验井组日产油量明显增加,累计净增油7 297 t。从图4调驱井组累计产油与累计产液对数关系曲线看出,调驱井组措施后直线斜率比措施前变小,相同采出液下采出油量增加,水驱动用程度与水驱采收率得到提高。
4 结 论
(1) 可动凝胶+活性水调驱技术是在最大限度地提高注入水波及系数的基础上,实施有限度三次采油的提高采收率技术,弥补了单纯调剖注水和单纯注驱油剂的不足。
(2) 根据海外河油田的储层特性、原油物性和联合站注入水性筛选出的调剖、驱油体系适合在油田调剖矿场应用。
(3) 通过对调剖试验井组的调剖充分程度、水驱采收率、综合含水率、注水利用率、水驱指数、注入倍数增长率等开发指标的评价,可预测出区块的水驱采收率,为可动凝胶+活性水调驱技术的有效实施提供了理论依据。
(4) 海外河油田可动凝胶+活性水调驱先导试验已见到明显增油降水效果,为稠油油田高含水开发后期提高采收率提供了技术支持。
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编辑 周丹妮
