鲁克沁油田深层调剖技术研究

2011-09-29单惠玲张顺林

石油地质与工程 2011年1期

关键词：调剖剂层段水驱

刘富,赵荣,单惠玲,张顺林

(1.长江大学石油工程学院,湖北荆州 434023;2.中国石油吐哈油田分公司)

鲁克沁油田深层调剖技术研究

刘富1,赵荣1,单惠玲2,张顺林2

(1.长江大学石油工程学院,湖北荆州 434023;2.中国石油吐哈油田分公司)

鲁克沁油田地层非均质性严重,在注水开发过程中,注入水沿高渗透层不均匀推进,致使中低渗透层吸水少、波及程度低,驱油效果差,严重影响了水驱开发效果,为此开展了深部调剖技术研究,研制了弱凝胶调剖剂,并对其基本性能进行了测试。岩心实验表明该凝胶对岩心的封堵效率在97%以上,调剖后并联岩心的吸水剖面改善率大于85%,同时提高了中低渗透率岩心的采收率和剩余油动用程度。

弱凝胶;注水开发;调剖;并联岩心;鲁克沁油田

吐哈盆地鲁克沁油田为亿吨级深层稠油油藏,油藏埋深2300～3600m,储集层孔隙度13%～30%,渗透率一般(50～700) ×10-3μm2,原油具有高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量和中等含蜡量的特点,属典型的芳香型稠油,50℃时的地面原油粘度10200～25570mPa·s,地层条件下原油粘度为154～526mPa·s。同时Ⅱ油层组平面非均质系数2.99,变异系数0.73,接近中等非均质储层。单砂体内粒度与渗透率分布一般以正韵律和复合韵律为主,占80%以上,层内非均质系数3.25,变异系数0.74;层间非均质系数1.11～1.29,变异系数0.2～0.3,反映出层内非均质性严重,而层间非均质性较弱。

1 注水开发存在的问题

(1)鲁克沁油田的原油粘度在地层条件下相对较稠,井又深,在采用注水开发时,注入水与原油的流度比较大,水线推进速度快,水窜严重,造成注入水波及体积小,影响了注水开发发效果。

(2)由于该油田非均质性严重,在注水开发时,各个层段吸水能力、水线速度明显不同,甚至个别层段完全不吸水,严重影响了开发效果。

(3)由于渗透率的不同,注入水沿高层不均匀推进进入高渗透率区,致使低渗透率区注入水少,无法有效启动油层深部低渗透率区块的稠油储量。

2 技术对策

由于地层原油粘度高,水油流度比大,加之非均质性比较严重,该油藏地层在采用注水开发时,注入水沿高渗透层不均匀推进,致使中低渗透层波及程度低,驱油效果差,严重影响了水驱的开发效果。针对这一问题,提出了对该块进行深部调剖,以缓和层内矛盾,使因油层非均质性而不能启动的低渗层启动,并降低高渗透层吸水量,提高低渗透层吸水量,改善油层吸水剖面,增大后续驱油体系的波及系数。对于常规凝胶调剖堵水,由于体系中的化学剂浓度高,成胶时间快且不易控制,从而限制了凝胶的注入量和有效作用距离,通常仅限于井筒周围5～10m的近井地带,调堵作用改善的只是井眼附近的吸水剖面。随着注入水量的增加,油藏非均质性将导致注入水绕过封堵层又很快地沿高渗透层推进。这样,开展了适合该油藏使用的弱胶凝深部调剖技术研究。

2.1 弱凝胶调剖剂配方及性能

针对鲁克沁油田的油藏特征,研制出了弱凝胶调剖剂,其基本配方为0.2%HJ PAM+0.4%交联剂。

实验得出该体系的成胶时间是34h,表观粘度为7976mPa·s,在40～67℃时较稳定;矿化度越小体系粘度越大,当矿化度为47463mg/L时体系最大粘度小于6000mPa·s,当矿化度为94926 mg/L或以上时体系不能成胶。聚合物溶胶注入压力越高,遭受剪切越严重,体系黏度降低幅度越大,但粘度保留率仍大于70%。该调剖剂的特点是成胶时间长和成胶强度小,在置入目的地前具有良好的可泵性,在一定压力下具有流动性,既能起到封堵作用,又能在后续水驱的作用下,沿高渗透层缓慢地向地层深部运移。在运移过程中,弱凝胶会发生破碎,形成弱凝胶粘性颗粒,弱凝胶颗粒运移、捕集在地层深部形成新的堵塞,使注人水在深部发生运移,加强对低渗透层的水驱作用,从而扩大水驱波及面积和提高驱油效率,改善开发效果。一方面弱凝胶具有一定的强度,能对地层中的高渗透通道产生一定的封堵作用,使后续注入水绕流至中低渗透层,起到调剖作用;另一方面,由于交联强度不高,弱凝胶在后续注入水的推动下,在该高渗透通道中还能缓慢向地层深部移动,产生像聚合物驱一样的驱油效果,这种动态的波及效果要远远好于固定凝胶的波及效果,从而能更大限度地扩大波及体积和提高驱油效率。

2.2 室内封堵实验

实验中采用的多孔介质为人造岩心,封堵介质为聚合物浓度为0.2%,交联剂的加量为0.4%的交联聚合物溶液,通过实验测定其封堵能力,实验结果见表1。该凝胶对岩心的封堵效率均在97%以上,说明封堵效果较好。

表1 凝胶体系对不同岩心封堵效果测试

2.3 并联岩心实验

2.3.1 并联岩心调剖吸水实验

在相同的注入压力下,测定岩心的吸水比。以相同的注入速度,注入一定体积调剖剂,记录注入压力和流量,以及高低渗透率岩心实际吸入的调剖剂体积,恒温成胶;成胶后进行水驱,在相同的注入压力下注水,测定高低渗透率岩心的吸水比。实验结果如表2。

表2 并联调剖实验结果

由实验结果看出:调剖后并联岩心的吸水剖面有一定改善,吸水剖面改善率在85%以上。注入调剖剂后,对高渗透层的进行封堵作用导致高渗透层中流动阻力增大,降低了高渗透层或高水淹层的渗透性,增加了注入水的渗流阻力,使低渗透层的吸水量增加,扩大了注入水在油层平面上的波及范围和油层纵向上的水淹程度,从而扩大水淹体积,使层间差异得到改善。

2.3.2 并联岩心驱油实验

对岩心饱和地层水(矿化度47463mg/L),并将三种不同渗透率的岩心进行并联,饱和原油2 PV,直到岩心出口端无水产出;进行水驱,直到岩心出口端含水98%,计算水驱采收率;注入调剖剂段塞0.3PV进行化学驱油,接着进行后续水驱,直到岩心出口端含水98%,计算采收率,实验结果见表3。

表3 并联岩心驱油效果

渗透率不同的岩心组合,聚合物驱油效果也不同。低渗透流动阻力要远远高于高渗岩心,所以油层水驱动用情况最差,由表3可以看出,高渗透48号岩心水驱时水驱采收率为48.71%,中渗透49号岩心水驱采收率为25.68%,低渗透50号岩心水驱采收率为仅为13.38%,这也说明了因为渗透率级差的原因,导致了水驱动用程度差异矛盾的加剧。

水驱条件下往往会发生注入水沿不同渗透率层段推进不均匀现象,高渗透层段注入水推进快,低渗透层段注入水推进慢,再加上注入水的黏度远远低于油的粘度,导致推进不均匀程度加剧,致使低渗透层段原油不能得到有效开采。在注入聚合物情况下,由于注入水的黏度增加,油、水粘度比得到改善,不同渗透率层段间水线推进的不均匀程度缩小。因此,向油层中注入高黏度的聚合物溶液时,可以相对减缓高渗透层段的水线推进速度和距离,调整吸水剖面,从而启动低渗透层位,提高垂向波及效率,扩大油层水淹体积,提高剩余油动用程度。

3 并联岩心组合调驱实验

“组合调驱”技术包括注入第一个段塞进行调剖和注入第二个段塞进行驱油。第一个调剖段塞起到缓解油层层间和层内矛盾的作用,使因油层非均质性而不能启动的低渗层启动,并降低高渗透层吸水量,提高低渗透层吸水量,改善油层吸水剖面,增大后续驱油体系的波及系数。第二个驱油段塞使水驱未被小孔喉、盲孔隙等捕获的残余油启动,提高油层的微观驱油效率。“组合调驱”技术中调剖是基础,驱油是关健。调剖是为了使后续注入的高效驱油体系在进入高渗层、驱替高渗层中残余油的基础上,主要进入含油饱和度高的低渗层,提高低渗层的采收率。所以,一定程度上说,有效的调剖是“组合调驱”技术成功的前提,而有效的调剖是为了更好的驱油,因此,有效驱油则是“组合调驱”技术成功的关键。

将岩心在真空条件下饱和矿化度为47463mg/L的模拟地层水,将不同渗透率的岩心并联,饱和原油2PV,直到岩心出口端无水产出;进行水驱,直到岩心出口端含水98%,计算水驱采收率;注入0.1PV调剖剂段塞,之后紧接着注入0.3PV的驱油剂段塞,然后再进行后续水驱至经济极限,计算采收率,实验结果见表4。