海上底水稠油油藏水平井堵水...低温热化学吞吐复合增效应用_戎凯旋.pdf

收稿日期：；修订日期：。作者简介：戎凯旋（），男，工程师，现从事海上稠油开发工作。：。基金项目：天津市科技领军企业认定及重大项目（）。文章编号：（）海上底水稠油油藏水平井堵水与低温热化学吞吐复合增效应用戎凯旋，袁玉凤，孟小芳，王 飞，王鹏润，赵心茹，（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津；海洋高效开发国家重点实验室试验与分析室，天津）摘要：渤海 油田 井区为强底水稠油油藏，具有埋藏深、储层厚度大、地层原油黏度高，储层物性好等特点，投产初期采用冷采开发，出现含水上升快、产量递减大等特征，开发效果差。为了改善油田开发现状，结合水平井冷采井筒条件，提出了堵水体系、化学增效剂和低温热水的复合吞吐方法，并利用三维物模装置开展不同堵水体系及化学药剂复合吞吐的实验。实验表明，氮气泡沫 热水 降黏剂复合吞吐控水增油效果最好，提高采出程度 ，且先注堵水药剂再注热水 降黏剂的段塞组合顺序效果更好。结合室内实验和数值模拟研究，优选 井开展氮气泡沫 低温热水 降黏剂复合吞吐先导试验，措施后含水率从 降低至 ，高峰日产油量为措施前的 倍，有效期达 ，单次措施累计增油 ，措施效果较好。该项技术为海上深层底水普通稠油油藏改善开发效果提供了一种新的技术方法，也为海上类似稠油油田提供一定的借鉴。关键词：渤海油田；底水稠油油藏；控水；低温热水复合吞吐；数值模拟中图分类号：文献标识码：，（，；，）：，年 月石 油 地 质 与 工 程 第 卷 第 期：；渤海 油田 井区为典型的海上厚层底水普通稠油油藏，油藏埋深 ，平均厚度，平均孔隙度 ，平均渗透率 ，地层原油黏度 。投产初期利用天然能量开发，由于地层原油黏度大，油藏开发效果差，井区采油速度 ，采出程度仅 ，生产井平均日产油小于 ，综合含水大于 ，因此，急需开展堵水和热化学复合辅助吞吐研究，以改善深层厚层强底水普通稠油油藏的开发效果。目前，陆地稠油油藏热采技术比较成熟，同时还研究出热化学辅助蒸汽吞吐技术并进行了矿场推广。针对研究区地层原油黏度高、含水高、单井产量低的难题，结合海上冷采井的耐温能力，提出堵水 低温热水 化学剂的复合增效吞吐方法。复合增效机理热复合增效技术就是把堵水剂和化学增效剂与低温热水有机结合起来，充分发挥热和化学药剂的作用，封堵高渗窜流通道的同时，降低原油黏度，从而扩大波及体积，其增效机理 主要有以下三个方面：（）封堵高渗窜流通道。堵水剂封堵高渗层后，中低渗层启动，可以改善平面非均质性，提高波及效率。目前海上常用的堵水体系以凝胶和泡沫为主。（）改善稠油在地层中的流动性。稠油在降黏剂的作用下，形成水包油型乳状液，降低了原油黏度，同时，降黏剂中的表面活性剂成分可降低油、水界面张力，改善岩石表面润湿性，提高洗油效率。（）注热水协同降黏。注入低温热水，能够与降黏剂协同对原油进行降黏，热水携带降黏剂能够进一步提高药剂作用范围，提高波及体积的同时，改善油流通道的渗流能力。堵水与低温热化学复合吞吐三维物模实验研究 实验准备根据海上油田生产井实际情况，沿水平井跟部到趾部方向进行模拟，实验所用注入水为现场取样获得，三维物理模型实验流程如图 所示。图 模型实验流程 实验步骤（）模型填砂。在三维物理模型中，根据水平井跟部到趾部方向，分别选用 目和 目的石英砂填制，根据油层中实际高低区域渗透率组合为 和 的油层非均质情况。（）饱和水、饱和油。首先连通装有地层水的中间容器，打开平流泵，流量设为 。然后开启模型下部模拟底水的水平井，直到模型上部模拟采油的水平井持续稳定出水后，停泵，此时注入水的泵入量为模型的空隙体积。再连通装有地层原油的中间容器，开启模型下部模拟底水的水平井直至上部模拟采油井连续出油后关闭，此时原油的泵入量为模型的含油体积。（）模拟冷采阶段。模型下部模拟底水的水平井，接入管线并注入地层水，开泵，流量设定为，打开模型上部水平井，每隔 用量筒计量采出液的油水含量，并及时计算瞬时含水率，待含水率稳定在 时关闭井口，冷采阶段结束，停泵。（）注堵剂及低温热水化学段塞。从模型上部模拟采油井注入堵剂，再注入热水和化学药剂段塞，之后进行焖井，然后打开模型上部模拟采油井，下部模拟底水的水平井和上部模拟采油井的流量均设定为 。根据上述实验步骤，进行了以下三组复合增效体系实验：（）从模型上部模拟采油井注入 化学凝胶封堵体系，侯凝 至凝胶成胶，再注入.的热水 降黏剂混合液，混合液质量分数为。戎凯旋等 海上底水稠油油藏水平井堵水与低温热化学吞吐复合增效应用（）从模型上部模拟采油井注入 氮气泡沫封堵体系，再注入 的热水 驱油剂混合液，混合液质量分数为 。（）从模型上部模拟采油井注入 氮气泡沫封堵体系，再注入 的热水 降黏剂混合液，混合液质量分数为 。以上三组实验均需在注入药剂之后焖井 ，然后打开上部模拟采油井，直到油井含水率达到，实验结束。实验结果 凝胶封堵 热水 降黏剂复合增效吞吐实验由图 可知，模型中采油井采用天然能量冷采至含水率为 时，采出程度仅为 ；注入凝胶封堵体系对高渗层进行封堵后，瞬时含水率下降至 ；同时受热水和降黏剂的双重降黏作用影响，流动压差降低，有效地增加了低渗层的动用程度，吞吐一个轮次后，采出程度达到 ，提高了。根据实验结果可以得知，凝胶对高渗区的封堵效果较好，使低渗区得到大幅度动用，减缓底水锥进速度，降水效果较好，但由于凝胶的封堵强度较大且不具备选择性，导致增油效果一般。图 凝胶 热水 降黏剂三维实验吞吐生产曲线 氮气泡沫封堵 热水 驱油剂复合增效吞吐实验由图 可知，模型中采油井采用天然能量冷采至含水率为 时，采出程度仅为 ；注入氮气泡沫段塞对高渗区的水窜通道进行封堵，再注入热水 驱油剂的段塞对油层进行降黏和驱油，吞吐一个轮次后，采出程度达到，提高了。与凝胶体系相比较，氮气泡沫体系的封堵强度相对较弱，但是能够进行选择性的封堵，在封堵水窜通道的同时，未对其他水平段产生较大影响，能够提高整体动用程度；在驱油剂的协同作用下，能够在控水的同时取得较好的增油效果。图 氮气泡沫 热水 驱油剂三维实验吞吐生产曲线 氮气泡沫封堵 热水 降黏剂复合增效吞吐实验由图 可知，模型中采油井采用天然能量冷采至含水率为 时，采出程度仅为 ；注入氮气泡沫段塞对高渗区的水窜通道进行封堵，再注入热水 降黏剂的段塞进行吞吐。由于降黏剂的降黏作用能够提高原油流度，降低驱替压差，协同氮气泡沫能够提高氮气泡沫封堵的有效性，延长堵水时间，吞吐一个轮次后，采出程度达到 ，提高了 。图 氮气泡沫 热水 降黏剂三维实验吞吐生产曲线 实验结果对比分析对比三种复合增效吞吐实验可知，氮气泡沫 热水 降黏剂复合吞吐控水增油效果最好，采出程度提高了 ，保证对高渗水窜通道进行一定强度的封堵，且堵水时间也相对较长、增油效果较好，提高采出程度幅度较高；氮气泡沫 热水 驱油剂效果次之，提高采出程度 ；凝胶 热水 驱油剂效果最差，提高采出程度仅为 。增效方案数值模拟研究 模型建立及历史拟合利用 商业数值模拟软件，在 油田实际石 油 地 质 与 工 程 年 第 期油藏数值模拟模型上截取低温热水化学吞吐先导试验区模型，采用角点网格系统划分网格，平面上 方向划分 个网格，网格长度为 ；方向划分 个网格，网格步长为 ，平面网格数 个；模型网格纵向上划分为 个网格，网格步长为（图）。模拟采用定液量生产，通过调节相渗曲线端点值、油相和水相相渗曲线，来拟合含水率和井底流压，模型拟合精度基本达到拟合要求。图 研究区油藏数值模拟模型 注入参数优化针对堵水与低温热水化学复合吞吐基础参数进行优化设计，主要包括注入温度、注入量、注入速度、焖井时间、气液比、起泡剂质量分数和降黏剂质量分数等参数的设计（表），目标函数为周期增油量。表 堵水与低温热水化学复合吞吐参数设计优化类别优化参数方案设计注入参数注入温度，注入量 ，注入速度（），焖井时间，气液比:，:，:化学药剂起泡剂质量分数，降黏剂质量分数，（）注入温度。由数值模拟结果可知，随着注入温度的增高，累计产油量逐渐增加。由于研究区生产井为冷采井，经采油工艺分析井筒管柱耐温情况可知，在不动管柱的前提下，井口最大允许注入温度为，在此前提下，计算井口注入速度为 、井口注入温度为 时，得到的井底温度为 。因此，建议井口注入温度约为 （图）。（）周期注入量。周期注入量是影响产油量最敏感的参数，当井底干度相同时，随着注入量的增加，吞吐初期周期产油量也随之增加；随着注入量进一步增加，加热体积增加的速度减缓，产油量增加幅度减小，因此，周期注入量存在一个最佳值。数值模拟优化结果显示，当注入量超过 时，增油幅度减小，因此，建议周期注入量为 （图）。（）注入速度。井底注入温度相同时，注入速度对产油效果的影响不明显，而提高注入速度可以缩短油井停产的时间，有利于提高增产效果；并且注入速度对井筒热损失的影响更大，直接影响井底注入温度的大小。考虑现场注入设备及油藏实际吸液能力等因素，建议注入速度为 （图）。（）焖井时间。对于热化学复合吞吐措施，合理的焖井时间可以最大限度地提高热利用率，并使氮气泡沫的堵水作用得到充分发挥，根据数值模拟优化结果，建议焖井时间为 （图）。（）气液比。注入氮气泡沫过程中，气体与液体的地下体积之比直接影响了泡沫体系的稳定性、持久性和封堵性等，气体含量较高可增加起泡剂与地层、气体之间的相互作用，利于泡沫的形成，同时也可以适当增大波及体积；但气液比过高易形成气窜，不利于泡沫的形成。筛选出最佳气液比对现场技术实施具有重要意义，数值模拟优化结果显示，气液比越大，增油量越高，气液比为 :时泡沫性能较好，增产幅度大，因此，建议气液比不低于:，即氮气注入量约为 （图）。图 热水化学复合吞吐各参数与周期增油量的关系（）化学药剂质量分数。通过室内实验对起泡剂的质量分数进行了优化筛选，由表 可知，随着起泡剂质量分数增加，泡沫综合指数、阻力因子和残余阻力因子不断变大，当起泡剂质量分数超过 后，增加趋势变缓，因此，优选起泡剂质量分数为。表 起泡剂质量分数优化参数起泡剂质量分数 起泡体积 析液半衰期 泡沫综合指数阻力因子残余阻力因子 通过溶解降黏实验对降黏剂的质量分数进行了优化筛选，由表 可知，随着降黏剂质量分数增加，黏度大幅度降低，在温度为 时，加入质量分数戎凯旋等 海上底水稠油油藏水平井堵水与低温热化学吞吐复合增效应用 的降黏剂后，原油的降黏率为 ，当降黏剂质量分数超过 后，降黏率增加幅度较小，因此，优选降黏剂质量分数为 。表 降黏剂质量分数优化参数降黏剂质量分数 降黏率（）参数优化结果根据数值模拟计算结果，结合设备能力、油藏特征等实际情况，优化 油田水平井堵水与低温热水化学复合吞吐注入参数为：井底注入温度约 ，周期注入量 ，注入速度 ，焖井时间 ，气液比大于:，起泡剂质量分数为 ，降黏剂质量分数为 。矿场试验及效果分析以渤海 油田 井区 为例进行了水平井堵水与低温热水化学吞吐先导试验。在室内实验和数模研究的基础上，井低温热水化学吞吐负责增效方案注入参数设计为：周期注入量 ，井口注入温度 ，注入速度 ，焖井时间 ，气液比大于 :，起泡剂质量分数，降黏剂质量分数 。现场实施过程中，各参数均达到设计要求，具体注入参数如图 所示。图 井矿场实施注入曲线对比措施前后同等产液量条件下，井底流压和流温略微上升，生产压差由措施前的 下降至 。措施后开井放喷，后开始见油，高峰日产油为，平均日产油是措施前的 倍，含水率由 最低下降至 ；在措施后生产的 内，含水率相对较低，后含水出现上升，截至统计时累计增油量达到 ，比预期多增油，有效期大于 ，在矿场取得了较好的降水增油效果（图）。图 井堵水与低温热水化学吞吐措施效果 结论（）三维物模实验结果表明，水平井堵水复合热化学吞吐方案提高采出程度的顺序为：氮气泡沫 热水 降黏剂 氮气泡沫 热水 驱油剂 凝胶 热水 驱油剂；三种方案中，氮气泡沫和降黏剂的协同效果最好，保证对高渗水窜通道进行一定强度的封堵，增油效果较好，且堵水时间相对较长，提高采出程度幅度较高。（）通过开展数值模拟研究，对化学药剂进行室内评价实验，以及对影响水平井堵水复合热化学吞吐