N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

苑登御

苑登御. N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究[J]. 石油钻探技术，2022, 50（6）：126-132. DOI: 10.11911/syztjs.2022105
引用本文: 苑登御. N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究[J]. 石油钻探技术，2022, 50（6）：126-132. DOI: 10.11911/syztjs.2022105
shu
YUAN Dengyu. Experimental study of CO2 huff and puff combined with N2 foam for enhanced oil recovery by three-dimensional physical models [J]. Petroleum Drilling Techniques，2022, 50(6)：126-132. DOI: 10.11911/syztjs.2022105
Citation: YUAN Dengyu. Experimental study of CO2 huff and puff combined with N2 foam for enhanced oil recovery by three-dimensional physical models [J]. Petroleum Drilling Techniques，2022, 50(6)：126-132. DOI: 10.11911/syztjs.2022105
shu

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

  • 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712

详细信息
    作者简介:

    苑登御（1987—），男，黑龙江大庆人，2010年毕业于北京化工大学材料科学与工程专业，2016年获中国石油大学（北京）油气田开发工程专业博士学位，工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。E-mail：137008985@qq.com

  • 中图分类号: TE345

Experimental Study of CO2 Huff and Puff Combined with N2 Foam for Enhanced Oil Recovery by Three-Dimensional Physical Models

  • Exploration and Development Research Institute, PetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing, Heilongjiang, 163712, China

摘要

    摘要
  • 摘要:

    经CO2多轮吞吐后，华北某稠油油藏增油效果逐年变差，为进一步改善开发效果，采用N2泡沫/CO2复合吞吐提高原油采收率。为明确N2泡沫/CO2复合吞吐提高原油采收率机理，通过泡沫体系动、静态性能评价试验，评价了N2泡沫体系的封堵性能；采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N2泡沫/CO2复合吞吐室内物理模拟试验，分析了N2泡沫与CO2复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明，质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系，其封堵率达到99.57%，可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明，N2泡沫/CO2复合吞吐可使采收率提高22.74百分点，吞吐过程中含水率最低可降至2.07%，有效作用期是纯CO2吞吐的2.5～3.0倍。N2泡沫/CO2复合吞吐可有效扩大CO2和后续水的波及体积，为其后续现场应用提供理论支撑。

    Abstract:

    The oil increment of a heavy oil reservoir in North China decreases gradually year by year after multiple CO2 huff and puff operations. In order to improve the developmental effect, CO2 huff and puff combined with N2 foam was proposed to enhance the oil recovery. Evaluation experiments on dynamic and static performances of foam systems were conducted to clarify the mechanism of CO2 huff and puff combined with N2 foam in enhancing oil recovery and assess the plugging performance of N2 foam systems. Then, a self-designed three-dimensional heterogeneous physical model was used to carry out laboratory physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam, with the effect of which on improving oil recovery and related mechanisms studied. Experimental results showed that a stable foam system could be formed by using α-olefin sulfonate (AOS) and polyacrylamide (HPAM) both with a mass fraction of 0.3%, and the plugging ratio could reach 99.57%, which thus effectively plugged high permeable layers. The results of three-dimensional experiments showed that CO2 huff and puff combined with N2 foam could improve the oil recovery by 22.74 percentage points, and the water cut could be reduced to as low as 2.07% during huff and puff operations, with its effective action period lasting 2.5–3.0 times that of pure CO2 huff and puff. The CO2 huff and puff combined with N2 foam can effectively enlarge the swept volumes of CO2 and subsequent water, which provides theoretical support for its future field applications.

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  • 我国油气资源不断向深层迈进，已经在塔里木盆地、四川盆地、松辽盆地和准噶尔盆地获得了重大的油气资源发现，且形成了一系列较大规模的储量区。因此，深层已经成为中国陆上油气勘探开发突破与规模增储的重要区域[1-6]。近年来，渤海油田在渤海湾深层的勘探也屡获发现，尤其在渤中凹陷西南部深层太古界变质岩潜山的勘探获得了重大突破，发现了渤中19-6大气田[7-8]，展现了环渤中凹陷深层的巨大潜力。

    渤海油田某潜山构造位于渤海南部，南北夹持于两个富烃凹陷。近年来，对该潜山构造进行了系统研究，结果表明，该构造太古界潜山油气运聚背景优越，且潜山遭受长期剥蚀，具备良好的储层条件，成藏条件极为有利。2020年，在该构造内钻探了第一口预探井，实钻结果表明，该构造具有较大的成藏潜力。为进一步扩大该构造的储量规模、探索油气成藏模式，在该构造部署了7口探井，平均井深超过4 300 m。然而，由于目的层较深，地层复杂，第一口预探井实钻中显示存在地层可钻性差、机械钻速低、钻具失效风险高、储层保护难度大、井壁失稳和漏失风险高等钻井技术难点。针对这些技术难点进行了科技攻关，形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。该构造内后续7口探井应用了变质岩潜山油藏钻井关键技术，顺利完钻，机械钻速得到提高，其中3口探井测试获得高产油气流。

    1.   地层特点与钻井技术难点

    1.1   地层特点

    渤海油田某潜山构造内潜山上覆地层自上而下分别为新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组和沙河街组，太古界变质岩潜山是主要目的层段。明化镇组为厚层泥岩夹粉砂岩及细砂岩，局部见薄层泥质粉砂岩。馆陶组上部为泥岩与粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层，局部见泥质粉砂岩及灰质粉砂岩；下部为厚层细砂岩夹泥岩，局部见薄层灰质粉砂岩，底部见厚层含砾细砂岩。东营组一段上部为泥岩与粉砂岩及细砂岩呈不等厚互层，下部为大套细砂岩及含砾细砂岩夹泥岩，局部见薄层灰质粉砂岩；东二上段为泥岩与泥质粉砂岩、粉砂岩及细砂岩呈不等厚互层，局部见薄层灰质粉砂岩；东二下段上部为厚层泥岩夹薄层泥质粉砂岩及灰质粉砂岩，下部为厚层灰质泥岩；东三段主要发育厚层泥岩夹灰质粉砂岩、粉砂岩及细砂岩。沙河街组一段和二段主要为厚层泥岩夹泥质粉砂岩、灰质粉砂岩及粉砂岩；沙三段为厚层泥岩夹灰质粉砂岩，局部见灰质泥岩。太古界为厚层花岗片麻岩，局部夹辉绿岩。

    1.2   钻井技术难点

    1）地层硬度高，可钻性差，机械钻速低。渤中凹陷潜山地层主要岩性为花岗片麻岩，其成分主要为石英及长石，少量黑云母及暗色矿物，显晶质结构，致密，风化壳长石的风化程度不同[9-10]。花岗岩岩石抗压强度高，表层风化壳70～140 MPa，下部140～310 MPa，地层可钻性差，钻头崩齿风险高，单只钻头进尺短。2020年在该构造部署的1井，钻进潜山地层时第一趟钻的机械钻速仅3.2 m/h，远低于其他区块钻进潜山地层时的机械钻速，且单只钻头进尺只有60 m；第二趟钻的机械钻速4.2 m/h，钻头磨损严重，磨损程度达到7级。

    2）钻具失效风险高。大尺寸井眼钻至深部地层时，钻具振动严重，扭矩波动剧烈。相邻区块仅2020年就发生了4起钻具失效故障，主要集中于螺杆失效及钻柱断裂，严重影响了钻井速度。

    3）储层保护难度大。潜山含裂缝地层钻井液易侵入，堵塞油气运移通道[11-12]。深部高温环境导致钻井液中的聚合物添加剂分解变性，导致其性能下降。加之潜山油气藏具有低孔低渗的特点，储层极易受钻井液伤害，造成表皮系数升高，邻区块某井实测表皮系数高达21.5。

    4）井壁失稳风险高。该构造东营组发育稳定的厚层湖相泥岩，泥岩盖层平均厚度超过350 m。由于泥岩具有易水化和吸水膨胀的特性[13-14]，添加传统封堵剂/降滤失剂的钻井液在井壁上不能形成滤饼，不能有效封堵孔喉，无法阻止钻井液滤液侵入，井壁易失稳。1井在钻进东营组泥岩段时，返出掉块较大，起钻多次遇卡，划眼困难，影响了钻井时效。

    5）漏失风险高。根据该构造钻前预测的三压力剖面，东二段上亚段疑似存在薄弱层。地震资料解释结果表明，断层多、断距长。钻入太古界后，将钻遇太古界变质花岗片麻岩地层，而渤中19-6气田钻井实践表明，花岗片麻岩漏失风险较大[15-16]。邻井资料显示在东营组、沙二段、太古界均发生严重漏失，漏失量大，处理时间长。综合分析钻前预测及邻井钻井资料发现，该构造钻井存在较大漏失风险。

    2.   钻井关键技术

    针对上述钻井技术难点，开展了钻头及提速工具优化设计、井壁稳定、储层保护、钻具安全、井漏防治等技术攻关，形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。

    2.1   PDC钻头及复合冲击器优化设计

    为提高PDC钻头在花岗岩地层的耐磨性和攻击性，对钻头结构及切削齿齿形进行优化，主要目的是在保证钻头攻击性的同时提高钻头的抗研磨性，延长钻头在花岗岩地层的使用寿命。花岗岩地层抗压强度一般在140～280 MPa，通过优化PDC钻头切削结构，改进PDC切削齿对地层的吃入方式，降低扭矩波动，同时与复合冲击器配合可降低钻头粘滑现象的影响；钻头采用6刀翼（见图1），同时在每个刀翼肩部位置布置后排齿。切削齿采用抗冲击性和抗研磨性强的进口斧形齿，其采用屋脊式几何结构，首先是复合片层厚度增加，使切削齿抗冲击和抗研磨的能力提升；其次是在高频冲击下屋脊式结构更容易吃入硬地层，将常规切削齿的面式接触改变为线性接触，从而提高破岩效率。

    图  1  优化后的PDC钻头
    Figure  1.  Optimized PDC bit
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    由动静耦合破岩规律可知，高能量、高频率和小间距的冲击对于破碎脆性硬岩有较好的效果[17]。钻井时，在排量一定的情况下，冲击类提速工具的提速效果取决于冲击扭矩和冲击频率。于是，据此对复合冲击器的结构进行改进，采用双冲击锤结构，同等排量下冲击扭矩提高一倍，冲击频率由17～25 Hz提高至23～36 Hz，冲击能量为原来的2倍以上；复合冲击器本体采用超高强度钢，以确保其在井下长时间工作时的安全性和可靠性；采用CNC五轴复合切削、激光增材一体加工及精密电加工等技术加工，以提高复合冲击器的精密程度，确保其安全可靠性。

    2.2   井壁稳定技术

    井筒内钻井液在压差作用下渗入地层，泥页岩吸水后，黏土晶层之间的双电层作用及作用力发生变化，此时如果没有外力束缚，泥页岩的水化将会以膨胀的形式表现出来，这是导致东营组地层井壁坍塌的主要因素[18-19]。针对泥页岩易水化的特点，为有效封堵泥页岩地层的微孔隙，以水、单体、少量乳化剂为原料，通过乳液聚合技术制得一种核壳型聚合物胶乳NSEAL，NSEAL具有纳米级粒径、抗温耐盐性好、起泡低、安全环保的特点。由于NSEAL具有纳米级的粒径，其可封堵泥页岩地层的微裂缝，有效降低孔隙压力传递速率，最大限度地降低压差卡钻概率。采用泥页岩岩心进行NSEAL与现有封堵材料NanoShield的孔隙压力传递试验，结果如图2所示。

    图  2  孔隙压力传递试验结果
    Figure  2.  Pore pressure transfer experiment results
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    从图2可以看出，基浆中加入NanoShield和NSEAL后均能降低孔隙压力传递速率，但加入NSEAL后的效果更好。

    2.3   储层保护技术

    渤海潜山变质岩地层宏观裂缝、基质微裂缝、基质溶蚀孔隙发育，具有双孔介质特征。裂缝处于半充填状态，以高导缝、高阻缝和诱导缝为主，具有平、直、宽的特点，流体通过能力强，常规钻井液中的固相颗粒易侵入储层较深部位，而侵入的钻井液则在裂缝壁上形成滤饼，使孔喉明显缩小。而其主要伤害是液相侵入后水化膜增厚，使侵入区内岩石的含水饱和度升高，形成水锁。

    针对潜山裂缝性储层易受伤害的特点，选用抗高温无固相钻井液，与近平衡钻井方法配合，从而实现潜山裂缝性油气藏的储层保护。

    抗高温无固相钻井液具有热稳定性好、抗盐污染性强、与地层流体配伍性好的特点。该钻井液采用抗高温添加剂增强其热稳定性，其在180 ℃下热滚72 h后性能基本不变，并且经过多次老化，性能仍能基本不变；该钻井液可以利用不同的可溶性盐进行加重，密度最高可达到1.52 kg/L。为了防止水锁效应，加入了抗温抗盐性能优异的聚胺UHIB，以降低钻井液的油水界面张力，改变岩石表面润湿性，增大岩石表面与液相的润湿角，从而降低毛细管阻力，起到降压助排、防水锁作用。在30 ℃条件下，测试了抗高温无固相钻井液添加聚胺UHIB前后经老化后滤液与煤油的界面张力，结果显示，抗高温无固相钻井液添加聚胺UHIB前老化后滤液的界面张力与煤油的界面张力相同（26.84 mN/m），添加聚胺UHIB后老化后滤液的界面张力为2.61 mN/m，说明其具有很好的防水锁能力。

    进入潜山层，尽可能降低钻井液密度，以实现近平衡钻井，达到储层保护的目的。在精确预测地层三压力剖面的基础上，结合实钻过程中接单根气、后效气的变化情况，合理调整钻井液密度及钻井参数，在保持井控安全的前提下将钻井液密度维持在较低水平。其中，5井ϕ215.9 mm井段在实钻过程中钻井液密度最高仅1.31 kg/L，远低于设计密度1.36 kg/L（见图3），在保证钻井安全的同时将储层伤害降至最低。

    图  3  5井实钻与设计钻井液密度对比
    Figure  3.  Comparison of actual and design drilling fluid densities in Well 5
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    2.4   螺杆钻具优化

    井径大于311.1 mm 的井眼为大尺寸井眼[20]。常规探井钻进浅部地层时采用大尺寸井眼，但对于该构造的深层探井，为了给后续钻进深部地层预留一层套管，ϕ406.4 mm井眼设计钻至井深800 m 以深，其中3井ϕ406.4 mm井眼设计钻至井深2 400 m，大大缩短了后续井段的长度，也为钻进深部复杂地层奠定了基础。

    针对大尺寸井眼钻进深部地层时螺杆易失效的问题，对螺杆进行优化。采用有限元法模拟螺杆应力云图发现：螺杆转子应力集中点位于齿端与两齿间内凹陷处，定子应力集中点位于与转子接触处（见图4）；当定子橡胶衬套材料参数C10逐渐增大，定子橡胶衬套最大von Mises应力总体呈现增大趋势。据此提出了螺杆钻具改进措施：改进螺杆外壳体挂胶，采用质量好的橡胶与粘结剂，从而提高螺杆定子橡胶衬套的质量，以防止螺杆脱胶。在使用螺杆钻具过程中按照规定施加施工参数，减少定子橡胶衬套的损坏。另外，井底温度过高的井采用抗高温的定子橡胶衬套，以防止橡胶氧化而发生脱胶。

    图  4  螺杆定转子应力云图
    Figure  4.  Stress cloud of PDM stator and rotor
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    2.5   防漏堵漏技术

    通过技术攻关，形成了“钻前避漏–钻中防漏–高效堵漏”的漏失风险预测及防治技术。在前期设计阶段，通过精准预测地层三压力剖面、评估钻前地质风险、优化设计井身结构和钻井液密度，以避免发生漏失；在钻井阶段，通过调整钻井液性能和合理控制井底当量循环密度，以预防井漏，降低井漏风险。

    以4井为例，通过分析地震资料发现有4处方差异常，结合地质资料综合判断分别为断层破碎带、断层、薄弱带、巨砾岩发育段，且潜山顶面存在风化壳，漏失风险高。于是，将该井ϕ406.4 mm井段加深至明化镇组底，下入ϕ339.7 mm套管封固断层1；ϕ311.1 mm井段钻至井深3 600 m左右，封固断层2、断层3和断层4。在钻进过程中，ϕ311.1 mm井段计划进入东营组前将钻井液密度控制在1.26 kg/L，中完时钻井液密度为1.32 kg/L；ϕ215.9 mm井段需钻穿2个薄弱层，提前加入1%随钻堵漏材料，采用密度1.32 kg/L的钻井液开钻，设计将钻井液密度控制在1.34 kg/L，如无法满足井壁稳定要求，则将钻井液密度提至1.36 kg/L。此外，在ϕ311.1及ϕ215.9 mm井段钻具组合中加入随钻监测ECD工具，并采用控压钻井技术调整钻井参数，以控制井底ECD。

    针对高风险段可能使用高浓度大颗粒随钻堵漏材料，堵漏材料无法通过传统MWD工具，只能起钻下入简易钻具组合堵漏的难题，引入了随钻堵漏短节+直井测斜仪钻具组合。该钻具组合最大允许排量5 000 L/min，可通过粒径8.0 mm的堵漏材料，允许堵漏材料质量浓度99.75 kg/m3，可以实现免起下钻快速堵漏，发生恶性漏失时可快速加入高浓度随钻堵漏材料进行堵漏，能有效提高易漏地层的堵漏效率。

    3.   现场应用效果

    2022年，渤海油田应用上述钻井关键技术在某潜山构造东高点钻成了7口探井（2井、3井、4井、5井、6井、7井和8井），实现了该构造内深层探井的安全高效钻进，钻井周期共缩短13.27 d，经济效益显著。

    7口探井ϕ215.9 mm井段应用优化后的PDC钻头与低密度钻井液钻进潜山地层，各探井潜山井段均实现高效钻进，无钻头泥包现象，且出井钻头磨损轻微（见图5）。7口探井ϕ215.9 mm井段平均机械钻速为4.48 m/h，相较于未应用钻井关键技术的1井，有明显提高（见图6）。

    图  5  出井钻头磨损情况
    Figure  5.  Wear of drilling bit during drilling
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    图  6  各井ϕ215.9 mm井段机械钻速
    Figure  6.  ROP in ϕ215.9 mm section of each well
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    7口探井应用井壁稳定技术后，各井各层套管均实现高效下入（见图7），其中ϕ339.7 mm套管平均下入速度达到20.01根/h，ϕ244.5 mm套管平均下入速度达到21.97根/h，ϕ339.7 mm套管平均下入速度达到20.83根/h，且起下套管无明显遇阻，充分说明井壁稳定性良好。

    图  7  各井各层套管下入时效
    Figure  7.  Casing running time in each section of each well
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    钻井作业安全高效实施，钻遇主体区太古界油层99.1～321.3 m，其中3口探井测试获高产，最高日产原油324.6 m3、天然气32.4×104 m3。7口探井最终探明石油储量1.3×108 t油当量，证实潜山带成藏条件优越。

    4.   结论与建议

    1）针对渤海油田某潜山构造钻井技术难点，进行了钻头优化设计、井壁稳定技术、储层保护技术、螺杆钻具优化、防漏堵漏技术等方面的研究，形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。

    2）现场应用表明，变质岩潜山油藏钻井关键技术可以克服渤海油田某潜山构造的钻井技术难点，为渤海油田变质岩潜山油藏的勘探开发提供技术支持。

    3）随着渤海深层油气藏勘探领域的拓展，必将呈现出新的特点和挑战，钻井作业难度更大，安全环保风险更高。需要持续进行科技攻关，完善升级钻井技术，研发高性能材料、设备和新技术新工艺，从而保障渤海深层钻井作业安全。

  • 图  1   N2泡沫/CO2复合吞吐试验三维非均质岩心模型

    Figure  1.   Three-dimensional heterogeneous core model for experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam

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    图  2   发泡体积和半衰期与AOS质量分数的关系

    Figure  2.   Variation of foam volume and half-life period with AOS mass fractions

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    图  3   发泡体积和半衰期与HPAM质量分数的关系

    Figure  3.   Variation of foam volume and half-life period with HPAM mass fractions

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    图  4   不同气液比下N2泡沫体系注入驱替压差曲线

    Figure  4.   Displacement pressure drop curves of N2 foam with different gas/liquid ratios

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    图  5   纯CO2吞吐与N2泡沫/CO2复合吞吐生产动态曲线

    Figure  5.   Dynamic production curves of CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff

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    表  1   试验岩心的基础物性参数

    Table  1   Basic physical parameters of test cores

    编号泡沫注入量/PV孔隙体积/mL气测渗透率/mD孔隙度，%
    10.012072 82734.07
    20.032042 71833.58
    30.052103 13734.57
    40.082133 35935.06
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    表  2   不同配方泡沫体系的综合指数

    Table  2   Composite indexes of foam systems with different formulas

    编号AOS质量
    分数，%    		HPAM质量
    分数，%    		泡沫综合指数/
    （mL·min）
    10.154 252
    20.261 664
    30.30.375 094
    40.483 025
    50.587 995
    60.1 7 665
    70.238 745
    80.30.375 094
    90.491 800
    100.599 693
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    表  3   N2泡沫体系封堵性能评价结果

    Table  3   Evaluation results of plugging effect of N2 foam systems

    编号泡沫
    气液比    		水驱平衡
    压差/kPa    		泡沫稳定
    压差/kPa    		阻力
    系数    		封堵
    率，%
    11∶26.02 556.17 92.2998.92
    21.0∶1.54.94 740.43149.8899.33
    31∶15.091190.09233.9699.57
    42∶15.071049.09206.7999.51
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    表  4   纯CO2吞吐和N2泡沫/CO2复合吞吐三维物理模拟试验结果

    Table  4   Results of three-dimensional physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff

    编号试验方案吞吐轮次注入量采收率增幅/百分点最低含水率，%有效期内吞吐量/PV
    泡沫/mLCO2/mL（标况）
    1纯CO2吞吐11 128 1.7161.100.09
    21 200 3.1854.730.12
    31 443 2.9545.950.13
    41 228 2.7558.010.12
    均值1 250 2.6554.950.12
    总和5 00010.590.46
    2N2泡沫/CO2
    复合吞吐    		1 401 138 8.98 2.070.39
    2 401 130 4.3631.290.28
    3 401 035 5.1165.010.28
    4 401 095 4.2958.420.24
    均值 401 100 5.6939.200.30
    总和1604 40022.741.19
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-03-06
  • 修回日期:  2022-09-09
  • 录用日期:  2022-10-23
  • 网络出版日期:  2022-11-13
  • 刊出日期:  2022-12-07

目录

摘要
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  • 1.   地层特点与钻井技术难点

  • 1.1   地层特点

  • 1.2   钻井技术难点

  • 2.   钻井关键技术

  • 2.1   PDC钻头及复合冲击器优化设计

  • 2.2   井壁稳定技术

  • 2.3   储层保护技术

  • 2.4   螺杆钻具优化

  • 2.5   防漏堵漏技术

  • 3.   现场应用效果

  • 4.   结论与建议

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