渤海L油田蒸汽吞吐储层防膨预处理技术研究

2018-07-11孙艳萍付云川周文超

中国石油大学胜利学院学报 2018年2期

孙　君,孙艳萍,付云川,周文超

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452)

在蒸汽吞吐过程中,随着蒸汽注入,蒸汽冷凝水进入地层,蒸汽冷凝水的矿化度远小于地层临界矿化度,会引起黏土膨胀,渗透率大大降低。所以有必要对该地层进行相应的防膨措施[1]。渤海稠油埋藏较深,A22h井为新钻井首轮注汽,注入蒸汽压力和温度高(344～347 ℃),这对防膨剂的热稳定性和注入性能提出了更高的要求。针对L油田明化镇组地质油藏特点[2],通过室内评价与现场实际情况相结合,综合评价防膨剂的防膨性能和注入性能[3],以此为依据,设计现场施工方案,形成整套的热采防膨技术,并在现场实施。

1　油藏特征

L油田明化镇组稠油探明地质储量为3 218×104m3。埋藏深度在1 043～1 732.7 m。储层岩心分析覆压孔隙度平均34.4 %;覆压渗透率平均3 786.5×10-3μm2。属于高孔高渗型储层。储层岩性主要为结构和成分成熟度中等的细—中粒岩屑长石砂岩,石英含量37.5%;长石含量40.6%;岩屑含量21.9%。填隙物以泥质杂基为主,含量多小于5%。X射线衍射分析显示,储层黏土矿物以伊/蒙混层为主,高岭石、伊利石和绿泥石次之。水敏试验结果表明,该油层水敏指数为36.53%,水敏程度中等,临界矿化度为5 g/L。

2　防膨体系优选

2.1　高温防膨体系优选

依照组成和结构的差异,黏土防膨剂的种类主要有无机盐类、无机碱类、无机聚合物类、阳离子表面活性剂类、有机阳离子聚合物类[4]。其中无机类防膨剂对黏土的稳定效果一般较有机类差,有效期短,耐冲刷性能差,但热稳定性较好;有机类防膨剂对黏土的稳定效果好、抑制分散效果好,但成本高[5]。由于蒸汽吞吐防膨预处理措施需要在油藏温度下注入防膨体系,24 h后再注入蒸汽,所以需要防膨体系既能在油藏温度下具有良好的防膨性能,同时能够在注蒸汽条件下保持性能稳定,具有良好的防膨性能和耐冲刷性能。

收集稠油热采油田常用的10种黏土防膨剂,在油藏温度下采用离心法[6]进行了黏土防膨率测定。通过油藏温度下的防膨性能比较,优选出防膨性能较好的5种防膨体系,测定高温防膨率和耐水洗率[7],进行高温防膨性能评价和耐水洗率试验(表1、图1)。

表1　防膨剂(4%)优选

图1　防膨剂高温评价结果(从左至右依次为:未加防膨剂、LW-4、LW-2、LW-6、LW-1)

由表1可以看出,LW-4的常温防膨率可达87.46%,300 ℃和350 ℃下防膨率可达94.35%和83.55%,并且在高温老化后具有很好的耐水洗性能,耐水洗率超过98%,因此优选出样品LW-4开展后续试验。

2.2　配伍性试验

用L油田地层水、水源井水经定性滤纸过滤,按不同比例配制4%的防膨剂溶液。恒温静置2h后,各种溶液都呈无色透明状,无絮状物和沉淀产生。防膨体系使用地层水、水源井水配液后,进行

防膨性能试验,高温防膨率超过87%,仍然具有很好的高温防膨性能(表2),说明防膨体系与地层水、水源井水具有很好的配伍性。

由于目标油田油井内,有洗井液残留,所以开展防膨体系与洗井液的配伍性试验。将防膨剂溶液与L油田热采现场中应用的洗井液溶液按不同比例混合均匀,恒温静置2 h后,各溶液中均无沉淀产生,浊度无明显升高(表3)。表明防膨体系与洗井液配伍性良好,不会与洗井液反应造成储层伤害。

表2　防膨体系与地层水、水源井水配伍后防膨性能

表3　防膨体系与洗井液配伍试验结果

2.3　岩心流动试验

岩心流动试验(流程见图2)可以用来观测不同入井液对地层渗透率的伤害程度。将岩心1装入流动试验装置中,在油藏温度下,向岩心注入经0.45 μm滤膜过滤处理的模拟盐水,待压力稳定后,注2Vp(Vp为孔隙体积)浓度为4 %的黏土防膨剂溶液,再改注200 ℃蒸馏水。选渗透率相近的另一块岩心2,重复,注模拟盐水后,直接改注200 ℃蒸馏水。试验过程中需要观测并记录注入压力的变化。

图2　岩心流动试验流程

通过岩心流动试验(图3)结果可知,在不进行防膨处理的情况下,转注蒸馏水后,系统压力逐渐升高,说明岩心内部的黏土发生膨胀,造成储层伤害,岩心渗透率逐渐降低;注入2Vp防膨体系后,再转注蒸馏水,系统压力无明显变化,说明防膨体系发挥作用,岩心内黏土膨胀得到有效抑制。

图3　防膨处理对注入压力的影响

3　现场应用

L油田A22h井是水平井,水平段长度为300 m,水平段裸眼尺寸为21.59 cm,平均孔隙度为34.4 %。A22h井于2013年12月22日完成高温防膨施工,从施工过程中防膨剂注入压力变化(表4)看,注入压力从初始的0 MPa上升至4.8 MPa,压力上升幅度较小。闷井24 h后,开始注入蒸汽。通过注汽压力和温度曲线(图4),注汽过程压力平稳,未出现黏土膨胀导致的压力升高、注入困难等问题,注汽过程顺利完成。至2015年10月9日,A22h井累积产油14 840 m3,现场未出现出砂状况。