司道彬

(胜利石油管理局石油开发中心,山东东营257000)

王庄郑411区块超稠油油藏边底水治理效果分析

司道彬

(胜利石油管理局石油开发中心,山东东营257000)

郑411区块为带边底水超稠油油藏,伴随着吞吐轮次的增加,其边部油井含水率升高,油气比降低。为此,在现有HDCS开发技术基础上,开展了高温氮气泡沫调剖改善油藏边部超稠油井开发效果的相关调研和矿场试验。现场试验表明,高温泡沫体系可有效改善边水稠油油藏边部中高含水期油井的开发效果。

边底水;泡沫;蒸汽吞吐;超稠油

1 王庄郑411区块基本概况

王庄郑411区块属超稠油油藏,埋深较大(1 400～1 500 m),储层胶结疏松,原油黏度大(大于300 Pa·s)。该区目的层包括2个小层,其中上部Es311小层厚度小,平均仅在6～12 m,下部的ES312小层存在较强的边底水,而且该地区油层含有大量泥质,油藏开发难度大。2006年采取水平井二氧化碳蒸汽复合驱(HDCS)技术攻关,2008年底完成初步的产能建设,截至目前该区块累积产油量25万t,采出程度为6.9%,累积油气比0.7,取得很好效果。但是逐渐暴露出套坏、气窜、边底水侵入等问题。造成西南边部油井含水率高的原因是油井采液量较大导致地层压力不断增大,由原始的13.2 MPa下降至目前的10.5 MPa。西南边部油井边水沿高渗带指进到井底,造成注入蒸汽在含油饱和度低的区域窜流,从而降低了蒸汽的波及效率和驱替效率。

2 泡沫调剖机制及其影响因素

2.1 边底水锥进原因

通常在底水油藏中观察到的水锥现象是指由于边底水上升而形成的锥状油水界面(水平井则是脊状油水界面)。因为在水驱油的过程中,油井大部分生产时间为稳定流,即流体处在恒定势边界,而每一个恒定原油采出量都将导致恒定的压力降落。由于井筒压力下降,底水产生一个向上的力,促使油层底部的水上升到一定的高度,在水-油界面处上升动力与水的重力相平衡。随着离开井筒距离的增加,压降减小,引起底水上升的动力减小,导致水-油界面的高度沿着侧向降低,呈稳定的水锥形状,油在水-油界面以上运动,水在界面以下保持稳定。随着产量的增加,原始油水接触面上水锥高度增加,直至达到一定产量,水锥变得不稳定,水就会进入井中,即发生所谓的底水锥进现象。

2.2 泡沫调剖机制

高温泡沫剂和氮气注入油层,在地层孔道处形成泡沫,泡沫使气相的渗流能力急剧降低,封堵高渗层或大孔道,有效地抑制蒸汽在高渗层、高渗带、大孔道内窜流以及边底水的推进,转向周围未驱替带,从而提高蒸汽的波及体积,改善油藏的开发效果。具体的讲,氮气泡沫调剖的机制主要有:

(1)扩大油层加热带;

(2)增加弹性气驱能量;

(3)稀释降黏;

(4)强化助排作用;

(5)优先进入水体,降低油水界面;

(6)提高驱油效率;

(7)减少热损失。

2.3 影响泡沫体系调剖性能的因素

郑411区块稠油油层深度大(大于1 250 m),注汽压力在15～20 MPa,注汽温度为320～370℃,因此,泡沫剂的高温高压地下性能显得特别重要。泡沫剂一般采用烯烃多聚物等高分子聚合物复配少量醇醚类非离子和短链阴离子组合而成的高温复合体系。应用满足现场需求的泡沫剂是施工取得成功的关键。

2.3.1 温度对泡沫体系调剖性能的影响

一种泡沫体系存在一个最佳的温度作用范围,温度过低不利于气泡在泡沫液膜上规则分布,影响其在多孔介质中的发泡性能;温度过高则使分子运动过于剧烈,泡沫液膜的稳定性下降,封堵效果明显下降。

2.3.2 矿化度对泡沫体系调剖性能的影响

适当的矿化度可以降低泡沫剂分子极性基团之间的静电斥力,增加泡沫体系的稳定性。过高的矿化度尤其是过高的钙镁离子浓度,使泡沫剂的极性基团附近形成离子团簇,大大降低泡沫分子的规则分布,影响泡沫的稳定性,从而降低泡沫体系在多孔介质中的封堵调剖能力。

2.3.3 气液比对泡沫体系封堵调剖性能的影响

气液比是在地层条件下氮气同泡沫剂溶液的体积比。一定的气液比是保证泡沫在多孔介质中形成稳定封堵的必要条件。气液比低时,在多孔介质中形成的泡沫相对孤立,液相保持连续充足的渗流通道,宏观上表现为泡沫体系的封堵性差。当气液比过高时,在孔隙间形成高干度、大尺寸的泡沫,由于很高的气体饱和度和较薄的泡沫液膜,导致泡沫稳定性下降,部分区域出现气体窜流,亦影响封堵性能的发挥。

2.3.4 泡沫剂浓度对调剖性能的影响

泡沫剂的浓度对体系发泡及稳定性也有着显著影响,当浓度较小时,随着浓度的增加,溶液发泡体积增大,稳定性增强,但是当浓度达到一定值后,继续增加浓度,发泡体积减小,泡沫的稳定性也降低。也就是说,每一种泡沫剂都存在泡沫稳定的最佳浓度。因此,要使泡沫剂在多孔介质中的封堵能力达到最好,就要选择泡沫体系的最佳浓度。

2.4 目前使用的泡沫剂特点

目前使用的泡沫剂通常为FCY高温泡沫剂,它在190℃条件下的半衰期为420 s以上,250℃条件下的阻力因子大于20,黏弹模量较高,其耐温性、稳定性较好、再生能力较强。

3 郑411超稠油油藏开发氮气调剖实施工艺及效果

该技术在郑411西区已实施8口井,累积实施12井次,统计最近8井次的调剖效果,其中5井次含水率下降,有效率达62.5%。由于调剖的成功,周期油气比提高,统计有效的5井次,平均单井注汽1 819.3 t,注入N2150 t,油溶性降黏剂20 t,平均油气比较上个周期提高0.24。

3.1 氮气泡沫调剖在施工过程中的应用

注汽前先期注入氮气泡沫,注汽结束后焖井、放喷、转抽后生产。针对高温泡沫剂常温下不起泡的特点,设计了地面成泡工艺与实施流程,利用地面装置,将常温和高温泡沫剂溶液与氮气充分混合发泡,首先在地面形成连续泡沫,然后注入到油层。地层中的常温泡沫遇蒸汽破裂,同时,氮气、蒸汽与高温泡沫剂反应生成泡沫,地层中的泡沫始终保持较高的泡沫质量和连续性[1]。

3.2 注汽压力对比

氮气调剖后,注汽压力普遍上升。统计8口井12井次的注汽压力,如表1所示。最后一次氮气调剖周期注汽压力与最后一次未使用氮气调剖周期注汽压力相比,其中4口井注汽压力比调剖前增大,平均增加1.53 MPa;2口井压力持平;其余2口井(郑411-P43、郑411-P67)压力平均下降1.9 MPa。注汽压力下降主要是由于井组存在气窜情况。MPa

表1 各周期注汽压力比较

3.3 同期综合含水率变化及累积油量对比

统计最近调剖的8口井,如表2所示。对比调剖前后的综合含水率,下降的有5口井,平均下降9.7%,其中下降幅度最大的是郑411-P10井,综合含水率下降21.2%,周期末下降17.9%,其次是郑411-P43井,综合含水率下降9.4%。统计8口井氮气泡沫调剖后的累积产油量,平均单井增油349.1 t,累积增油量2 793 t。

表2 调剖前后综合含水率变化及累积产油量对比

3.4 调剖有效期与含水率最低值对比

统计调剖转抽后含水率达到调剖前周期末含水率值的生产时间,即调剖有效期。如表3所示,对比不同单井的调剖效果,平均有效期为125.5 d,含水率最低值平均为53.2%。其中郑411-P4井的有效期最长,达到309 d,其次为郑411-P43井,达到217 d。郑411-P41井调剖后未见效。

表3 调剖有效期与含水最低值对比

3.5 排水期对比

通过对比调剖前后排水期(表4)发现,除郑411-P7、郑411-P14井外,各井周期排水期均有所下降,平均排水期减少约3.4 d。

表4 调剖前后排水期对比d

3.6 调剖前后的油气比对比

该项对比统计调剖前后整个周期的油气比(表5),油气比增加的有5口井,平均增加0.39;降低的有3口,合计8口井平均增加0.04。

表5 调剖前后油气对比

4 结束语

通过最近8口井12井次的氮气泡沫调剖证实,氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐技术可以改善受边水影响的中高含水期超稠油油井的蒸汽吞吐效果,提高油井周期产量。同时也出现了一些井调剖后未见效情况,及部分调剖井出砂情况。下一步继续扩大氮气调剖辅助蒸汽吞吐技术在中高含水期油井的推广应用,对工艺实现较为困难的排水期长的井试验氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐技术,进一步优化注入预处理段塞顺序,同时考虑试验可逆聚合物胶体控制流体流动,调整吸汽剖面,提高调剖效果。

[1] 袁士义,刘尚奇,张义堂,等.热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究[J].石油学报,2004,5(1):54-56.

[责任编辑] 王艳丽

TE358.3

A

1673-5935(2011)01-0007-03

2010-11-02

司道彬(1974-),男,山东禹城人,胜利石油管理局石油开发中心工程师,主要从事石油开发工程研究。