断溶体底水油藏不同隔板参数堵水强度影响规律

2023-06-05张雯毛志强陈立峰曾慧勇

西安石油大学学报（自然科学版） 2023年3期

秦飞,张雯,毛志强,陈立峰,曾慧勇

(1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院,新疆乌鲁木齐 830011;2.中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室,新疆乌鲁木齐 830011;3.油气钻采工程湖北省重点实验室,湖北武汉 430100;4.长江大学石油工程学院油气钻完井技术国家工程研究中心,湖北武汉 430100)

引言

在底水油藏开发中后期,生产井附近的油水界面可能会出现底水锥进现象,导致注入水突破油井后含水迅速上升,油藏产能低,开发寿命短等问题[1-4]。目前化学隔板技术是提高底水油藏开发效果的关键技术,由于底水能量较大,因此,隔板材料需要具有较高的封堵强度才能起到良好的堵水效果[5-8]。

现今化学隔板对断溶体底水油藏的堵水强度影响规律一方面是通过矿场的生产实践来认识,但单独开辟试验区进行研究成本风险太高[9-11]。另一方面是通过物理模拟实验进行研究,一是岩心驱替实验,但现场岩心获取成本高且获取率低,不利于室内研究[12-13];二是采用有机玻璃可视化模型,虽然便于直观观察,但模型耐温耐压性差且表面光滑,因此裂缝和溶洞表面与实际油藏物性相差较大[14-15]。由于大理石板材耐温耐压性好,且在成分和润湿性上与实际油藏相近,可以很好地表征矿场实际情况[16]。因此,本文根据我国塔河油田实际储层特征与现场地质情况,构建符合现场实际的缝洞组合物理模式,并依据相似性准则通过大理石板材构建典型缝洞组合物理模型,通过一系列驱替实验研究不同隔板参数对堵水强度的影响规律。

1 实验

1.1 断溶体底水油藏物理模型

根据文献[17,18]发现,模拟油田实验的物理模型设计必须满足相似标准。为了尽可能满足物理模型与实际油藏流动规律的相似性,物理模型的设计需要满足几何相似、动力学相似、运动学相似和特征相似。结合塔河油田的现场生产资料,对流体的物性、生产压差和注入速度进行了运动学相似和动力学相似设计。根据量纲规则,结合油水在地层中的流动特征,得到相似准则公式(表1),相似度指数越接近1,说明物理模型与实际油藏越相似。本实验断溶体底水油藏物理模型相似参数设计如表2所示。

表1 相似标准Tab.1 Similarity criteria

表2 物理模型相似参数Tab.2 Similarity parameters of physical model

根据塔河油田矿场实际情况,选择在二维尺度上对断溶体底水油藏储层进行表征,通过准确、合理地简化轮廓,绘制了模型设计图。最后,利用大理石板材构建二维物理模型(图1)。模型尺寸为400 mm×300 mm×50 mm,缝洞最大刻深为5 mm,井筒宽度为10 mm,孔隙体积为90 cm3。

图1 断溶体底水油藏模型实物图Fig.1 Physical image of fault-karst bottom water reservoir model

1.2 实验材料

本实验选自油田现场常见的隔板材料,具体如下表3所示。

1.3 实验流程

根据矿场实施过程设计了主要实验步骤：①根据流程图(图2)连接仪器,并检验各仪器及模型密封状态;②将实验模拟地层水装入中间容器,再将隔板材料预置到模型中,最后将盖子放在模型上;③在130 ℃条件下,按预定速度25 mL/min从底部入口注入模拟地层水,记录不同隔板参数下的封堵压力;④依次改变隔板参数(不同隔板材料、展布位置、展布长度、段塞设计),重复步骤①—③。

表3 不同隔板材料配方Tab.3 Formulations of different partition materials

2 结果与讨论

2.1 不同类型隔板材料对堵水强度影响

温度为130 ℃,注入速度为25 mL/min,向模型中分别预置0.1 PV的冻胶和油凝胶隔板材料,探究不同类型隔板材料对堵水强度的影响规律,实验结果见图3、4。

图3 不同隔板材料下驱替后隔板位置对比Fig.3 Comparison of position of partition of different materials after water flooding

图4 不同驱替材料下封堵压力变化Fig.4 Change of plugging pressure under different partition materials

由图3、4可知,在注入水驱替过程中,冻胶隔板会出现运移现象,其原因是冻胶的强度较小,注入水驱替过程中易被冲散而发生运移,突破压力为0.57 MPa。当注入水突破隔板后,封堵压力迅速减小,稳定后的封堵压力维持在0.26 MPa。油凝胶隔板未出现运移现象,突破压力为1.97 MPa,当注入水突破隔板后,封堵压力缓慢降低,稳定后的封堵压力维持在0.99 MPa。综上所述,油凝胶相对于冻胶而言,不易被注入水冲散而发生运移,可以形成稳定的隔板结构,从而具有较大的堵水强度。因此,单从隔板堵水强度考虑,断溶体底水油藏堵水建议优先选用油凝胶隔板材料。

2.2 不同隔板展布位置对堵水强度影响

向模型中分别预置0.1 PV的冻胶和油凝胶,其对应的位置分别为深层封堵、中层封堵、浅层封堵,通过测量不同封堵位置对应的展布宽度分别为28.3 mm、32.6 mm、36.7 mm。探究不同隔板展布位置对堵水强度的影响规律,其他条件同2.1,实验结果见图5、6。

由图5、6可知,冻胶隔板深层封堵堵水强度高于中层和浅层封堵,总体上不同展布位置的突破压力较小,其突破压力分别为0.81 MPa、0.68 MPa、0.21 MPa。因为冻胶隔板的强度小,注入水冲刷挤压时,隔板迅速被冲散,并以球状的形式发生运移,这可能导致运移的冻胶停留在小孔隙采油通道发生堵塞,对储层造成损害,影响最终采收率。油凝胶隔板展布位置越深堵水强度越大,其突破压力分别为2.83 MPa、2.36 MPa、1.12 MPa。其原因是油凝胶隔板与岩石表面交接处存在一定的孔隙体积,展布宽度越大,隔板与岩石壁面的接触面积越大,所留孔隙体积越大,注入水越容易渗透。综上所述,冻胶隔板的展布位置对堵水强度的影响较小,且在注入水冲刷挤压下均发生运移,油凝胶的堵水强度与展布尺寸关联性较大,均大于不同展布位置下冻胶的封堵压力。深层封堵相对于中层和浅层封堵而言,深层封堵的展布宽度较小,封堵段孔隙体积较小。因此,采用油凝胶隔板对断溶体底水油藏进行封堵时,选择深层封堵展布宽度小,堵水强度大,封堵效果好。

图5 不同隔板展布位置下驱替后隔板位置对比Fig.5 Comparison of partition position after water flooding under different distribution of partition

图6 不同隔板展布位置下封堵压力变化Fig.6 Change of plugging pressure under different distribution of partition

2.3 不同隔板展布长度对堵水强度的影响

向物理模型的深层位置(展布宽度为28.3 mm)分别预置展布长度为5 mm、15 mm、30 mm和60 mm的冻胶和油凝胶进行封堵实验,探究不同隔板展布长度对堵水强度的影响规律,其他条件同2.1,实验结果见图7、8。

由图7、8可知,冻胶隔板堵水强度随展布长度增大而增大,但当隔板展布长度为60 mm时,突破压力仅为1.02 MPa,封堵压力小。原因是冻胶强度小,在大裂缝孔隙中的运移能力强,无法形成稳定的封堵带,而且隔板展布长度越大,即用量越多时,运移现象越明显。分散后的冻胶运移至小裂缝孔隙,可能会导致通道堵塞,储层环境恶化,采油效率较低。油凝胶隔板堵水强度随展布长度增大而增大,其突破压力分别为0.36 MPa、1.83 MPa、3.15 MPa、4.46 MPa。注水驱替后,油凝胶隔板均未发生运移,这表明油凝胶与岩石壁面的黏附性较好,在地层环境中能形成稳定的隔板结构。综上所述,冻胶强度小,增加冻胶隔板展布长度,仍易被底水冲散而发生运移。油凝胶隔板封堵底水时,封堵压力与展布长度呈正相关,当隔板展布长度为60 mm时,封堵压力最大,堵水效果最好。

图7 不同隔板展布长度下驱替后隔板位置对比Fig.7 Comparison of partition position after water flooding under different partition length

图8 不同隔板展布长度下封堵压力变化Fig.8 Change of plugging pressure under different partition length

2.4 不同段塞隔板对堵水强度影响

采用冻胶、油凝胶、水玻璃和树脂设计段塞,探究不同段塞隔板对堵水强度的影响,并根据实验结果,总结出一套可行的段塞隔板设计,实现降本增油,提高油藏采收率。

2.4.1 封口剂与冻胶双段塞对堵水强度的影响

由于冻胶强度小,易发生运移,但冻胶成本低,考虑油田经济效益,故探究不同封口剂与冻胶双段塞对堵水强度的影响规律。实验设计了下层80%冻胶,上层分别为20%水玻璃、20%油凝胶和20%树脂三种不同段塞,其他条件同2.1,实验结果见图9、10。

图9 不同双段塞隔板下驱替后隔板位置对比Fig.9 Comparison of partition position after water flooding under different double slug partition

图10 不同双段塞隔板下封堵压力变化Fig.10 Change of plugging pressure after water flooding under different double slug partition

由图9、10可知,以水玻璃为封口剂,突破压力为1.36 MPa,原因是水玻璃强度较小且在水相中易部分溶解,受到注入水冲刷后易分散,故堵水强度增幅较小。以强度较大的油凝胶和树脂为封口剂,突破压力分别为2.96 MPa和3.58 MPa,堵水强度大,其原因是其能减少冻胶运移,从而形成稳定的隔板结构,故封堵强度明显增强。综上所述,注入水先挤压下层冻胶,冻胶冲散后发生运移,填充了封口剂与岩石壁面的孔隙。因此,该段塞设计具有良好的协同作用,堵水强度大,其中下层80%冻胶与上层20%树脂封堵压力最大。但由于封口剂段塞长度较小,当断溶体油藏底水能量较大时,需减小冻胶段塞长度,增加封口剂段塞长度,才能满足现场需求。

2.4.2 油凝胶与冻胶、油凝胶三段塞隔板对堵水强度的影响

根据实验结果分析,冻胶置于下层难以形成稳定的隔板,因此先加入前置段塞封堵底水,实验设计了20%油凝胶/60%冻胶/20%油凝胶、20%油凝胶/50%冻胶/30%油凝胶和20%油凝胶/40%冻胶/40%油凝胶三种不同段塞,考察不同比例油凝胶/冻胶/油凝胶三段塞对堵水强度的影响。其他条件见2.4.1,实验结果见图10、11。

由图11、12可知,采用油凝胶与冻胶、油凝胶三段塞设计可以极大地提高隔板的堵水强度,其突破压力分别为4.82 MPa、8.31 MPa、10.26 MPa。因为注入水会先挤压高强度油凝胶的前置段塞,当压力达到一定值时,注入水才会从油凝胶与岩石壁面交接处的孔隙渗透到冻胶主体段塞。虽然冻胶强度较小,注入水挤压易运移,但是油凝胶作为封口剂,可以有效抑制冻胶运移,少量发生运移的冻胶也会填充油凝胶与岩石壁面间的孔隙,形成稳定的隔板结构,从而提高其堵水强度。综上所述,三段塞相比较于双段塞隔板的堵水强度大幅度增加,故推荐断溶体底水油藏采用三段塞隔板进行堵水。

图11 不同三段塞隔板下驱替后隔板位置对比Fig.11 Comparison of partition position after water flooding under different three slug partition

图12 不同三段塞隔板下封堵压力变化Fig.12 Change of plugging pressure after water flooding under different three slug partition

2.4.3 不同隔板参数下经济评价

油田现场可以针对不同底水能量的油藏在满足堵水强度和经济效益下选择最佳的隔板参数,现统计了不同隔板参数下的突破压力梯度(突破压力与隔板长度的比值)和吨价(1吨隔板材料的成本),统计结果见表4。

由表4可知,油田应根据实际情况选择最佳的隔板参数,推荐弱底水油藏选择80%冻胶/20%油凝胶隔板,其突破压力梯度49.33 MPa·m-1,吨价为3 600元,强底水油藏推荐20%油凝胶/50%冻胶/30%油凝胶,其突破压力梯度138.50 MPa·m-1,吨价为6 750元。

表4 不同隔板参数下经济评价Tab.4 Economic evaluation under different partition parameters

3 现场试验

3.1 井组情况

选取与模型储层特征相近的塔河油田TH102X井作为试验井,该井于2013年10月10日投产,初期5 mm油嘴生产,油压12.5 MPa,日产液154 t,日产油150 t,含水2.6%。生产期间逐级上调油嘴至8 mm生产,油压、产液快速下降,自喷期仅40 d,2013年11月18日停喷。自喷期间累计产液2 592 t,产油2 529 t,产水63 t。2015年2月14日实施注水,含水率高速上升,最后注水井压力不变,表明水窜优势通道形成,开井采油后含水率高达96.3%。截至2019年11月23日,期间累产液55 659 t,累产油21 311 t,累产水34 348 t。

3.2 实施效果

具体堵水思路如下：采用定向注入的控制方法保证堵剂到达预定位置,根据现场测井数据估算封堵目标位置的缝洞体积从而确定堵剂用量,再根据实验中设计的封堵宽度和相似准则推算出实际油藏封堵处的宽度,然后选择相对应宽度的管道注入堵剂,最后根据堵剂用量控制封堵的长度。2021年4月25日对该井进行堵水试验,采用段塞式工艺进行堵水。根据实验结果最终确定段塞设计为第1段塞为油凝胶20 m3,第2段塞为冻胶50 m3,第3段塞加入30 m3油凝胶进行封口。恢复生产后,平均产油量从0.23 t/d增至0.76 t/d,含水率从96.2%降至90.7%,取得了良好的降水增油效果。