司道彬

(勝利石油管理局石油開發(fā)中心,山東東營257000)

王莊鄭411區(qū)塊超稠油油藏邊底水治理效果分析

司道彬

(勝利石油管理局石油開發(fā)中心,山東東營257000)

鄭411區(qū)塊為帶邊底水超稠油油藏,伴隨著吞吐輪次的增加,其邊部油井含水率升高,油氣比降低。為此,在現(xiàn)有HDCS開發(fā)技術基礎上,開展了高溫氮氣泡沫調剖改善油藏邊部超稠油井開發(fā)效果的相關調研和礦場試驗?，F(xiàn)場試驗表明,高溫泡沫體系可有效改善邊水稠油油藏邊部中高含水期油井的開發(fā)效果。

邊底水;泡沫;蒸汽吞吐;超稠油

1 王莊鄭411區(qū)塊基本概況

王莊鄭411區(qū)塊屬超稠油油藏,埋深較大(1 400～1 500 m),儲層膠結疏松,原油黏度大(大于300 Pa·s)。該區(qū)目的層包括2個小層,其中上部Es311小層厚度小,平均僅在6～12 m,下部的ES312小層存在較強的邊底水,而且該地區(qū)油層含有大量泥質,油藏開發(fā)難度大。2006年采取水平井二氧化碳蒸汽復合驅(HDCS)技術攻關,2008年底完成初步的產(chǎn)能建設,截至目前該區(qū)塊累積產(chǎn)油量25萬t,采出程度為6.9%,累積油氣比0.7,取得很好效果。但是逐漸暴露出套壞、氣竄、邊底水侵入等問題。造成西南邊部油井含水率高的原因是油井采液量較大導致地層壓力不斷增大,由原始的13.2 MPa下降至目前的10.5 MPa。西南邊部油井邊水沿高滲帶指進到井底,造成注入蒸汽在含油飽和度低的區(qū)域竄流,從而降低了蒸汽的波及效率和驅替效率。

2 泡沫調剖機制及其影響因素

2.1 邊底水錐進原因

通常在底水油藏中觀察到的水錐現(xiàn)象是指由于邊底水上升而形成的錐狀油水界面(水平井則是脊狀油水界面)。因為在水驅油的過程中,油井大部分生產(chǎn)時間為穩(wěn)定流,即流體處在恒定勢邊界,而每一個恒定原油采出量都將導致恒定的壓力降落。由于井筒壓力下降,底水產(chǎn)生一個向上的力,促使油層底部的水上升到一定的高度,在水-油界面處上升動力與水的重力相平衡。隨著離開井筒距離的增加,壓降減小,引起底水上升的動力減小,導致水-油界面的高度沿著側向降低,呈穩(wěn)定的水錐形狀,油在水-油界面以上運動,水在界面以下保持穩(wěn)定。隨著產(chǎn)量的增加,原始油水接觸面上水錐高度增加,直至達到一定產(chǎn)量,水錐變得不穩(wěn)定,水就會進入井中,即發(fā)生所謂的底水錐進現(xiàn)象。

2.2 泡沫調剖機制

高溫泡沫劑和氮氣注入油層,在地層孔道處形成泡沫,泡沫使氣相的滲流能力急劇降低,封堵高滲層或大孔道,有效地抑制蒸汽在高滲層、高滲帶、大孔道內竄流以及邊底水的推進,轉向周圍未驅替帶,從而提高蒸汽的波及體積,改善油藏的開發(fā)效果。具體的講,氮氣泡沫調剖的機制主要有:

(1)擴大油層加熱帶;

(2)增加彈性氣驅能量;

(3)稀釋降黏;

(4)強化助排作用;

(5)優(yōu)先進入水體,降低油水界面;

(6)提高驅油效率;

(7)減少熱損失。

2.3 影響泡沫體系調剖性能的因素

鄭411區(qū)塊稠油油層深度大(大于1 250 m),注汽壓力在15～20 MPa,注汽溫度為320～370℃,因此,泡沫劑的高溫高壓地下性能顯得特別重要。泡沫劑一般采用烯烴多聚物等高分子聚合物復配少量醇醚類非離子和短鏈陰離子組合而成的高溫復合體系。應用滿足現(xiàn)場需求的泡沫劑是施工取得成功的關鍵。

2.3.1 溫度對泡沫體系調剖性能的影響

一種泡沫體系存在一個最佳的溫度作用范圍,溫度過低不利于氣泡在泡沫液膜上規(guī)則分布,影響其在多孔介質中的發(fā)泡性能;溫度過高則使分子運動過于劇烈,泡沫液膜的穩(wěn)定性下降,封堵效果明顯下降。

2.3.2 礦化度對泡沫體系調剖性能的影響

適當?shù)牡V化度可以降低泡沫劑分子極性基團之間的靜電斥力,增加泡沫體系的穩(wěn)定性。過高的礦化度尤其是過高的鈣鎂離子濃度,使泡沫劑的極性基團附近形成離子團簇,大大降低泡沫分子的規(guī)則分布,影響泡沫的穩(wěn)定性,從而降低泡沫體系在多孔介質中的封堵調剖能力。

2.3.3 氣液比對泡沫體系封堵調剖性能的影響

氣液比是在地層條件下氮氣同泡沫劑溶液的體積比。一定的氣液比是保證泡沫在多孔介質中形成穩(wěn)定封堵的必要條件。氣液比低時,在多孔介質中形成的泡沫相對孤立,液相保持連續(xù)充足的滲流通道,宏觀上表現(xiàn)為泡沫體系的封堵性差。當氣液比過高時,在孔隙間形成高干度、大尺寸的泡沫,由于很高的氣體飽和度和較薄的泡沫液膜,導致泡沫穩(wěn)定性下降,部分區(qū)域出現(xiàn)氣體竄流,亦影響封堵性能的發(fā)揮。

2.3.4 泡沫劑濃度對調剖性能的影響

泡沫劑的濃度對體系發(fā)泡及穩(wěn)定性也有著顯著影響,當濃度較小時,隨著濃度的增加,溶液發(fā)泡體積增大,穩(wěn)定性增強,但是當濃度達到一定值后,繼續(xù)增加濃度,發(fā)泡體積減小,泡沫的穩(wěn)定性也降低。也就是說,每一種泡沫劑都存在泡沫穩(wěn)定的最佳濃度。因此,要使泡沫劑在多孔介質中的封堵能力達到最好,就要選擇泡沫體系的最佳濃度。

2.4 目前使用的泡沫劑特點

目前使用的泡沫劑通常為FCY高溫泡沫劑,它在190℃條件下的半衰期為420 s以上,250℃條件下的阻力因子大于20,黏彈模量較高,其耐溫性、穩(wěn)定性較好、再生能力較強。

3 鄭411超稠油油藏開發(fā)氮氣調剖實施工藝及效果

該技術在鄭411西區(qū)已實施8口井,累積實施12井次,統(tǒng)計最近8井次的調剖效果,其中5井次含水率下降,有效率達62.5%。由于調剖的成功,周期油氣比提高,統(tǒng)計有效的5井次,平均單井注汽1 819.3 t,注入N2150 t,油溶性降黏劑20 t,平均油氣比較上個周期提高0.24。

3.1 氮氣泡沫調剖在施工過程中的應用

注汽前先期注入氮氣泡沫,注汽結束后燜井、放噴、轉抽后生產(chǎn)。針對高溫泡沫劑常溫下不起泡的特點,設計了地面成泡工藝與實施流程,利用地面裝置,將常溫和高溫泡沫劑溶液與氮氣充分混合發(fā)泡,首先在地面形成連續(xù)泡沫,然后注入到油層。地層中的常溫泡沫遇蒸汽破裂,同時,氮氣、蒸汽與高溫泡沫劑反應生成泡沫,地層中的泡沫始終保持較高的泡沫質量和連續(xù)性[1]。

3.2 注汽壓力對比

氮氣調剖后,注汽壓力普遍上升。統(tǒng)計8口井12井次的注汽壓力,如表1所示。最后一次氮氣調剖周期注汽壓力與最后一次未使用氮氣調剖周期注汽壓力相比,其中4口井注汽壓力比調剖前增大,平均增加1.53 MPa;2口井壓力持平;其余2口井(鄭411-P43、鄭411-P67)壓力平均下降1.9 MPa。注汽壓力下降主要是由于井組存在氣竄情況。MPa

表1 各周期注汽壓力比較

3.3 同期綜合含水率變化及累積油量對比

統(tǒng)計最近調剖的8口井,如表2所示。對比調剖前后的綜合含水率,下降的有5口井,平均下降9.7%,其中下降幅度最大的是鄭411-P10井,綜合含水率下降21.2%,周期末下降17.9%,其次是鄭411-P43井,綜合含水率下降9.4%。統(tǒng)計8口井氮氣泡沫調剖后的累積產(chǎn)油量,平均單井增油349.1 t,累積增油量2 793 t。

表2 調剖前后綜合含水率變化及累積產(chǎn)油量對比

3.4 調剖有效期與含水率最低值對比

統(tǒng)計調剖轉抽后含水率達到調剖前周期末含水率值的生產(chǎn)時間,即調剖有效期。如表3所示,對比不同單井的調剖效果,平均有效期為125.5 d,含水率最低值平均為53.2%。其中鄭411-P4井的有效期最長,達到309 d,其次為鄭411-P43井,達到217 d。鄭411-P41井調剖后未見效。

表3 調剖有效期與含水最低值對比

3.5 排水期對比

通過對比調剖前后排水期(表4)發(fā)現(xiàn),除鄭411-P7、鄭411-P14井外,各井周期排水期均有所下降,平均排水期減少約3.4 d。

表4 調剖前后排水期對比d

3.6 調剖前后的油氣比對比

該項對比統(tǒng)計調剖前后整個周期的油氣比(表5),油氣比增加的有5口井,平均增加0.39;降低的有3口,合計8口井平均增加0.04。

表5 調剖前后油氣對比

4 結束語

通過最近8口井12井次的氮氣泡沫調剖證實,氮氣泡沫調剖輔助蒸汽吞吐技術可以改善受邊水影響的中高含水期超稠油油井的蒸汽吞吐效果,提高油井周期產(chǎn)量。同時也出現(xiàn)了一些井調剖后未見效情況,及部分調剖井出砂情況。下一步繼續(xù)擴大氮氣調剖輔助蒸汽吞吐技術在中高含水期油井的推廣應用,對工藝實現(xiàn)較為困難的排水期長的井試驗氮氣泡沫調剖輔助蒸汽吞吐技術,進一步優(yōu)化注入預處理段塞順序,同時考慮試驗可逆聚合物膠體控制流體流動,調整吸汽剖面,提高調剖效果。

[1] 袁士義,劉尚奇,張義堂,等.熱水添加氮氣泡沫驅提高稠油采收率研究[J].石油學報,2004,5(1):54-56.

[責任編輯] 王艷麗

TE358.3

A

1673-5935(2011)01-0007-03

2010-11-02

司道彬(1974-),男,山東禹城人,勝利石油管理局石油開發(fā)中心工程師,主要從事石油開發(fā)工程研究。