胜利油田稠油油藏蒸汽驱复合堵调技术的研究与应用

胜利油田稠油油藏蒸汽驱复合堵调技术的研究与应用曹嫣镔1,2，刘冬青2，张仲平2，何绍群王善堂2，于田田1（1．中国石油大学（华东）；2.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院）摘要：超稠油油藏由于粘度大，蒸汽同稠油流度比差异大，蒸汽驱过程中温度场发育不均匀，汽窜严重，影响蒸汽驱的开发效果。针对以上矛盾，在室内开展蒸汽驱汽窜控制技术研究，重点开展利用氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，改善蒸汽驱的开发效果。优化泡沫剂的配方，优化后的体系300℃阻力因子达到30以上，80℃同单56超稠油界面张力为2.6×10-2mN/m；利用双平行管对泡沫体系对蒸汽驱实施效果的影响进行研究，在此基础上确定氮气泡沫工艺最佳工艺条件。针对渗透率超过15达西氮气泡沫封堵强度较弱的矛盾，开展热固性堵调体系优化研究，研制的热固性堵调体系初始固结温度120℃-150℃，300℃条件下在20达西模拟岩心中封堵压力梯度为5.9MPa，满足对高渗透带封堵强度。利用双管模型优化确定最佳汽窜控制模式。2011年在单56超稠油蒸汽驱进行现场实施，综合含水下降10%，生产井井口温度下降20℃，井组日产油量增加30吨以上，单轮次措施有效期150-200天，措施增油2700吨，改善了汽驱的开发效果。关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜；ControlSteamChannelingTechnologyIntheSteamDriveProcessOnSuperHeavyOilReservoirCaoYanbin1,2，LiuDongqing2，Zhangzhongping2，Wangshantang2（1．ChinaUniversityofPetroleum(EastChina)，Shandong257000，China；2．ShengliOilProductionResearchInstitute，SLOF，Sinopec，Shandong257000，China）Abstract:Inthesteamdriveprocessonsuperheavyoilreservoir,steamchannelingledtounevendistributionoftemperaturefield,andthedevelopmentresultisnotsatisfactory.Thesteamchannelingcontroltechnologywasstudied,focusingontheuseofnitrogenfoamandthermosetblockingagentcombinationofsealingsteamchanneling,toimprovethedevelopmentofsteamflooding.Optimizedfoamformulations,theresistancefactorreached30ormoreat300℃;andtheinterfacetensionreached2.6×10-2mN/mat80℃betweenthesuperheavyoilofShan-56.Usingparalleltubemodel,theoptimumconditionsofnitrogenfoamtechnologywasdetermined.Whenthecorepermeabilitywasmorethan15Darcynitrogen,thestrengthofthefoamblockingagentwasinsufficienttoblockthehighpermeabilityzone.Alsothethermosettingblockingagentwasstudiedandoptimized,theinitialconsolidationtemperaturewas120℃-150℃,andfor20Darcyanalogcoresblockthepressuregradientwas5.9MPaat300℃.Usingparalleltubemodel,thebeststeamchannelingcontrolmodewasdetermined.In2011,themodewasusedinthesteamdriveprocessonShan-56reservoir.Thewatercutdecreasedby10%,thewellheadtemperatureofproductionwelldroppedmorethan20℃,theoilproductionofthewellgroupincreased30tonsormore,thevalidityofmeasureswasupto150-200days,andthemeasuresoilproductionincreased2700tons.Thedevelopmentofsteamdrivewassignificantlyimproved.Keywords:SuperHeavyOilReservoir;SteamDrive;Nitrogenfoam;Thermosettingblockingagent;Steamchanneling;0引言超稠油油藏由于粘度高，流动性差，同蒸汽流度比差异大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难度所在[1]。胜利油田超稠油油藏储量丰富，其中单56是典型的超稠油藏，其采用直井方式进行开发，埋深1080m-1150m，油藏条件下稠油粘度47000-92000mPa.s，油层厚度30m，孔隙度30%-36%，渗透率3-4um2，油水体积比1。该区块2001年主体投入开发，2007年经过加密井距为140m×100m，其中超稠油蒸汽驱试验井组含油面积0.23km2，地质储量124万吨，注汽井4口，生产井21口，采出程度达到21.3%，综合含水79.2%，油藏压力已下降到5MPa以下。对于单56区块，单纯采用蒸汽吞吐的方式剩余可采储量有限，必须通过转换开发方式进一步提高采收率。从2008年9月在单56-9-N13等4个井组开展蒸汽驱现场试验，通过转换开发方式稳定了井组产量，采油速度在2.9%，油汽比0.29，取得良好的开发效果。试验过程中暴露出超稠油油藏蒸汽汽窜严重的矛盾，试验井组两年内发生28井次的汽窜，一旦发生汽窜采用关井、降低注汽速度等措施，影响了先导试验的效果。针对以上矛盾，开展超稠油油藏蒸汽驱汽窜控制技术研究，利用氮气泡沫[2][3]和热固性堵剂[4]复合调剖的方式控制蒸汽汽窜。在室内对氮气泡沫调剖在超稠油油藏的适应性进行分析，优化实施方案；针对单56区块油藏渗透率高，部分窜流通道渗透率高的特点，开展热固性堵剂的研发，利用热固性堵剂对高窜流通道进行封堵，同氮气泡沫调剖相结合控制蒸汽汽窜，提高蒸汽波及效率，改善蒸汽驱的开发效果。1泡沫封堵汽窜技术研究1.1泡沫剂配方体系的优化泡沫剂阻力因子是影响其封堵调剖性能的关键，高阻力因子封堵强度高，对汽窜控制能力强，提高泡沫剂阻力因子对该项技术的实施具有重要作用。胜利油田2005年研发的高温起泡剂体系在300℃条件下阻力因子20，为进一步提高泡沫体系封堵效率，在室内对体系主剂进行进一步优化，通过对非极性碳链长度进行调整和阴阳两性离子表面活性剂的添加，高温起泡剂的300℃阻力因子达到30以上，250℃条件下阻力因子达到75，界面张力达到2.6×10-2mN/m封堵调剖性能大幅度提高。1.2氮气泡沫封堵蒸汽汽窜影响因素利用管式模型研究单56油藏条件下温度、渗透率、气液比对氮气泡沫封窜工艺的影响，利用双管非均值实验对氮气泡沫封堵汽窜的选择性进行研究。1.2.1温度对泡沫体系封堵汽窜的影响通过对起泡剂的改进，现有起泡剂体系对在不同温度范围对蒸汽均有良好的封堵特性。利用模拟岩心开展改进体系和原有体系不同温度条件下阻力因子测试。模拟岩心渗透率2.7um2，内径25mm，长度550mm，氮气排量0.2Nm3/min，蒸汽排量5mL/min，干度40%-55%，实验结果见图1。改进FCY起泡剂可以在更广泛的范围内形成有效封堵，强度也进一步提高，更适用于粘度更高的超稠油油藏条件。1.2.2渗透率对泡沫封堵汽窜效果的影响在其它条件条件不变的前提下研究渗透率对封堵汽窜的影响。实验温度分别设定为250℃和300℃，实验结果见图2。从实验结果分析，氮气泡沫对于高渗透带的封堵能力相对较弱，随着渗透率的增大，封堵压差明显降低。由于渗透率增高导致基础压差降低，因此随着渗透率的增加阻力因子增大，但封堵压差下降。泡沫封堵主要是利用气液两相在油藏孔喉渗流过程中贾敏效应的叠加，渗透率增大，贾敏效应弱化。因此需要针对大孔道研制新型耐高温高强度堵调体系。00.511.522.533.544.550100200300400温度℃封堵压力MPa原FCY起泡剂改进FCY起泡剂图1不同温度条件下泡沫体系封堵压差012340102030渗透率um2封堵压差MPa250℃300℃图2不同渗透率条件下泡沫体系封堵压差012345602468气液比封堵压力MPa200℃250℃图3不同气液比条件下氮气泡沫封堵压差1.2.3气液比对泡沫封堵汽窜效果影响气液比是影响氮气泡沫调剖的关键因素，也是现场实施过程中需要确定的重要操作参数。实验室研究不同气液比对封堵汽窜性能的影响。实验结果见图3。从实验结果分析，控制合理的气液比是取得良好封窜效果的关键因素，气液比超过3以上封堵效果明显弱化，从出口产出液上可见不连续的气流，说明氮气已开始窜流。良好的气液比范围为1-3。1.2.4含油饱和度对泡沫封堵汽窜的影响泡沫剂属于表面活性剂类型，一定的含油饱和度会影响泡沫剂在气液界面的分布从而影响泡沫形成的稳定性。不同类型泡沫剂、不同类型稠油油藏形成有效泡沫的临界含油饱和度并不相同，此外临界含油饱和度同注入泡沫剂的浓度有关系，注入浓度高则临界含油饱和度对应增高。在室内利用高温可视发泡装置和岩心流动装置对FCY泡沫剂对单56稠油临界含油饱和度进行实验分析。利用高温可视发泡装置研究FCY泡沫剂的临界含油饱和度，泡沫剂溶液25mL，泡沫剂浓度1%，气体注入速度80mL/min，注入3min，将单56超稠油与柴油按5:1比例配成实验油样，研究不同泡沫剂溶液与稠油体积比条件下泡沫发泡性能。实验结果见表1。当含油量超过20%就难以形成稳定的泡沫，温度升高泡沫体系的抗油性进一步消弱。表1不同含油量条件下泡沫的发泡性能评价含油量%温度℃压力MPa发泡量mL泄液半衰期s泡沫半衰期s02103.11867961082102103.2171426795152103.2137271396202103.1无法形成有效泡沫151602.1166346824201602.16213931700.511.522.533.5020406080含油饱和度%封堵压力MPa150℃220℃图4多孔介质条件下不同含油饱和度条件下封堵压力利用岩心流动装置研究其在多孔介质条件下对含油饱和度的敏感程度。进行蒸汽与氮气泡沫相结合的驱替实验，研究不同含油饱和度条件下体系封堵压力变化，探索多孔介质条件下泡沫的油藏适应性。试验温度分别为150℃和220℃，模拟岩心渗透率2.62um2，油样为单56超稠油，氮气注入速度0.2Nm3/min，泡沫剂浓度1.0%，实验结果见图4。在多孔介质条件下，泡沫体系对稠油含油饱和度的容忍度要高于静态评价实验，当含油饱和度高于30%时泡沫的封堵压力大幅度下降，无法形成有效封堵，这种选择性对于封堵蒸汽驱汽窜是有利的。胜利油田在单2块吞吐老区打的取心井，岩心分析表明高窜流带或蒸汽超覆带含油饱和度在28%以内，剩余油富集带还有饱和度在45%-64%之间，泡沫的选择性可以实现对高渗透带进行封堵。2高渗透带热固性堵剂的研究氮气泡沫调剖强度还不能满足特高渗透带封堵蒸汽汽窜的要求。对于高于20um2的区域必须采用新的堵调体系对其