海上稠油凝胶泡沫复合调堵室内试验研究与应用

2017-07-12张伟

中国石油大学胜利学院学报 2017年2期

关键词：成胶稠油渗透率

张伟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

海上稠油凝胶泡沫复合调堵室内试验研究与应用

张伟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

多元热流体吞吐是海上稠油热采的有效技术之一。受井距、地层物性等因素影响,注热过程中存在井间气窜现象,导致产气量增加,严重时导致临井停产。通过静态及动态室内试验研究,优化筛选出适合海上稠油油藏的可逆温敏凝胶和泡沫体系。现场应用表明,凝胶泡沫复合调堵工艺对井间气窜起到了抑制效果,有效动用了井间剩余油、提高了油田整体产量。

海上稠油;凝胶泡沫;复合调堵;应用

多元热流体吞吐是海上稠油热采的有效技术之一。自2008开展多元热流体吞吐先导试验以来,与冷采相比,NB油田日产油增幅达163%,采油速度增加2～3倍,采出程度提高2%。目前多元热流体吞吐技术应用20余井次,其中6井次进入二轮生产阶段。多元热流体吞吐技术整体开发效果较好,但存在一些问题,井间气窜是目前面临的最大问题[1-3]。NB油田目标层段储层埋藏连续性好,具有高孔高渗的特征,平均渗透率为4 564.4×10-3μm2,其中高渗条带渗透率高达12 080×10-3μm2。热采过程中,受油藏非均质性、渗透率变化和原油性质差异等因素的影响,注入的高温热流体易在大孔道、高渗透层中形成窜流,加之第一轮次经过了强注强采,导致吸气剖面不均,降低了热量利用率,缩小了波及范围,气窜现象日趋严重,开发效果变差。如何抑制气窜,提高吞吐开发效果是目前急于解决的问题,笔者从室内试验出发,研究泡沫凝胶复合体系对气窜封堵效果。

1 复合调堵工艺原理

凝胶可以起到增强泡沫结构,增大泡沫尺寸,提高泡沫稳定性,延长泡沫半衰期的作用。与普通凝胶聚合物相比,温敏可逆凝胶可在低温下溶解于水中,注热过程中,随着温度的升高,温敏聚合物大分子链上的疏水基团暴露出来,逐渐不溶于水,并通过疏水作用开始缔合和卷绕,形成网状结构将水包裹住,在孔隙中成胶,封堵高渗条带,迫使注入的流体转向,达到调堵的目的;而生产过程中,当温度逐渐降低时,聚合物分子链收缩,释放水分,重新溶解于水中[4- 6]。

泡沫具有贾敏效应,可有效封堵高渗透层,其特点是“堵大不堵小”,凝胶与氮气泡沫组合时会产生明显的分流作用,使更多凝胶泡沫进入高渗透层,将高渗透层的阻力因子大幅提高,并降低低渗透层的阻力因子,复合调堵效果较常规凝胶会有大幅度的提高。此外,泡沫可以封堵凝胶未波及地带、调整注入流体黏度,扩大波及范围。同时,泡沫遇油会发生消泡现象,泡沫消泡后的气体占据部分孔隙,能够在一定程度上增加地层能量,有利于吞吐过后提高油井产量[7-11]。

2 配方组成试验评价

2.1 凝胶调堵剂性能评价

2.1.1 凝胶浓度性能评价

为对比不同浓度下凝胶的成胶性能,开展浓度对凝胶性能的影响试验。把不同浓度的凝胶溶液装进量筒观察流动性能,并用旋转黏度计测量不同浓度凝胶溶液的黏度。不同浓度、温度下凝胶黏度对比结果如表1所示。

表1 不同浓度、温度下凝胶的黏度对比

由表1可知,3%质量分数的凝胶溶液黏度大,流动困难,现场施工可能无法泵入油井,因此建议使用质量分数≤2%,配置水温度40～50℃。

2.1.2 温敏凝胶成胶及失效温度测定

将2%的温敏凝胶溶液分别置于65、70、75、80 ℃烘箱中,静置共计12 h,观察凝胶的成胶情况。不同温度下凝胶成胶情况如图1所示,结果表明:温度为65 ℃时,凝胶呈可流动的果冻状态,成胶颜色偏黄,而温度在70～80 ℃时,凝胶的成胶效果较好,无法流动,成胶颜色较白。因此,温敏可逆凝胶的最低成胶温度为70 ℃。

将凝胶配成2%的溶液,放置在150、160、170 ℃下老化12 h,取出后观察凝胶在75 ℃的成胶情况。不同温度下,凝胶老化情况如图2所示,试验结果表明:凝胶在150 ℃和160 ℃下老化后以及降温至75 ℃后均可成胶,当凝胶在170 ℃处理后,温度恢复至75 ℃时也未成胶,说明凝胶已分解,无法成胶,凝胶高温失效后为低黏度均匀水溶液,没有沉淀和杂质,不会对地层造成堵塞伤害。因此,温敏凝胶失效温度为170 ℃。

图2 不同温度老化降温后温敏凝胶的成胶状态

2.1.3 温敏凝胶封堵性能评价

为评价温敏凝胶封堵性能,开展一维热力高、低温渗透率恢复试验。凝胶封堵性能试验流程如图3所示。

图3 凝胶封堵性能试验流程

试验方法如下:(1)采用模拟地层砂填装尺寸为Φ25 mm×52 cm的模拟岩心管,水驱测试其渗透率;(2)将配置好的1.5%凝胶溶液装入中间容器(由于在岩心管尺寸的限制,考虑到凝胶溶液注入地层可能存在损失,因此在岩心管模拟试验中将凝胶浓度降低至1.5%),将岩心管放入驱替装置中,驱替装置温度设置为55 ℃,通过中间容器,控制泵打压将凝胶溶液注入岩心管直至饱和;(3)升温至80 ℃,恒温1 h待凝胶成胶后,进行水驱,记录压差并测定渗透率,计算出封堵率;(4)分别将温度下降至55 ℃及升高至200 ℃,恒温12 h,进行水驱记录压差并测定渗透率,进行渗透率恢复率测定。

由于温敏凝胶封堵性能评价针对于地层中高渗部位,目标油层高渗部位渗透率高达12 080 mD,因此封堵性能评价试验中使用渗透率范围在11 000～13 000 mD内进行模拟。温敏凝胶封堵性能评价试验结果如表2所示,封堵率均大于99%;当温度下降至55 ℃,渗透率恢复率87.08%,当经过200 ℃处理后,渗透率恢复率93.8%。

表2 温敏凝胶封堵性能评价试验结果

2.2 起泡剂优选与评价

多元热流体注入井前缘(7～10 m)温度场为70～130 ℃,而近井地带(2～5 m)温度场为130～200 ℃。因此,在注多元热流体之前采用前置段塞式注入中低温起泡剂,并在注多元热流体时段塞式伴注高温起泡剂。半衰期和阻力因子是衡量泡沫稳定性及封堵能力的重要指标。收集了在行业上应用较广的中低温起泡剂样品以及高温起泡剂样品共计10种,开展室内评价试验。

2.2.1 泡沫扫描试验

试验采用法国TECLIS高温高压泡沫扫描仪。考虑到起泡剂在前置和伴注过程中温度场不同,分别在80 ℃(前置)和150 ℃(伴注)不同温度下评价起泡剂的起泡性能。进行150 ℃试验前,对耐高温起泡剂进行270 ℃老化,老化时间为24 h。试验压力2 MPa,评价浓度0.5%。由于整个腔室体积为300 mL,故设定起泡体积达到200 mL,系统停止注气,测定泡沫稳定和衰减情况。试验装置及试验结果曲线如图4所示。

图4 泡沫扫描试验装置及试验结果曲线

2.2.2 阻力因子测定试验

图5 阻力因子试验装置流程

试验采用一维热力驱替装置如图5所示,在80 ℃下测定高温起泡剂和中低温起泡剂的阻力因子;在150 ℃下测定高温起泡剂的阻力因子。试验步骤如下:(1)作模拟岩心管,水驱测其渗透率,记录驱替压差(基础压差);(2)将配置好的起泡剂装入中间容器,起泡剂浓度为0.5%;(3)按照4∶1比例配置N2+CO2混合气瓶;(4)将岩心管放入驱替装置中,温度设定为80 ℃以及150 ℃,压力2 MPa,然后打开中间容器阀门和气瓶阀门,注入起泡剂溶液和气体,气液比为2∶1,记录泡沫驱替压差(工作压差);(5)驱替2 h后,停止注入泡沫,改用清水驱替清洗岩心管。

2.2.3 起泡剂优选评价小结

80 ℃下泡沫扫描试验和阻力因子测定试验结果如表3所示。结果表明,80 ℃时中低温起泡剂与高温起泡剂的半衰期差距不明显,中低温起泡剂阻力因子明显高于高温起泡剂,而在注多元热流体之前,地层温度为80 ℃左右,因此选择中低温起泡剂作为前置注入起泡剂。综合考虑半衰期、阻力因子等性能指标后,优选出NB-9型起泡剂作为多元热流体前置段塞式注入起泡剂。

考虑到温度对起泡剂的影响,多元热流体伴注起泡剂应选择耐高温起泡剂。150 ℃下泡沫扫描和阻力因子测定试验结果如表4所示,结果表明,随着温度的升高,高温起泡剂半衰期明显缩短,但阻力因子显著提高。综合考虑半衰期、阻力因子等性能指标后,优选出NB-4型起泡剂作为多元热流体段塞式伴注高温起泡剂。

试验结果表明,优选出的起泡剂在适合温度下半衰期和阻力因子可大幅度提高,在目前注多元热流体油藏温度区间内稳定性和封堵能力可以得到较大幅度提升。

表3 80 ℃下泡沫扫描试验及阻力因子测定试验结果对比

表4 150 ℃下泡沫扫描试验及阻力因子测定试验结果对比

3 现场应用

为验证凝胶泡沫调堵的实施效果,对优选后的复合调堵体系开展现场应用,选择NB油田N4井作为目标井,N4井所在油层厚度6 m,井深2 328 m,水平段长度271 m。现场凝胶采用平台注聚设备注入,并采用淡化水配制,配制浓度由1%逐渐升高至1.5%～2%,注入量共计300 m3。现场泡沫调堵采用前置段塞注入与注热过程中伴注的组合方式,其中泡沫前置段塞注入质量分数5%、多元热流体配注温度为100～120 ℃,泡沫伴注质量分数2%,伴注期间多元热流体温度为150～180 ℃,经过凝胶泡沫复合调堵后,注热期间压力基本保持稳定,临井未出现气窜现象,凝胶泡沫复合体系具有一定的调堵效果。单井现场应用结果表明,凝胶复合调堵工艺能够在一定程度上封堵大孔道、抑制汽窜。