大庆油田萨北区块中渗透砂岩油藏凝胶调剖剂运移吸附试验研究

葛罗

葛罗. 大庆油田萨北区块中渗透砂岩油藏凝胶调剖剂运移吸附试验研究[J]. 石油钻探技术,2023, 51(3):119-125. DOI: 10.11911/syztjs.2023063
引用本文: 葛罗. 大庆油田萨北区块中渗透砂岩油藏凝胶调剖剂运移吸附试验研究[J]. 石油钻探技术,2023, 51(3):119-125. DOI: 10.11911/syztjs.2023063
GE Luo. Experimental study on the migration and adsorption of gel profile control agent in medium-permeability sandstone in the Sabei block of Daqing Oilfield [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(3):119-125. DOI: 10.11911/syztjs.2023063
Citation: GE Luo. Experimental study on the migration and adsorption of gel profile control agent in medium-permeability sandstone in the Sabei block of Daqing Oilfield [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(3):119-125. DOI: 10.11911/syztjs.2023063

大庆油田萨北区块中渗透砂岩油藏凝胶调剖剂运移吸附试验研究

基金项目: 黑龙江省自然科学基金联合引导项目“超临界CO2作用下高泥质含量页岩油储层润湿性演化及渗吸机理”(编号:LH2021E014)资助
详细信息
    作者简介:

    葛罗(1982—),女,黑龙江肇东人,2006年毕业于哈尔滨工业大学金融学专业,2010年获长春工业大学社会保障专业硕士学位, 工程师,主要从事油气藏开发工程方面的研究工作。E-mail:geluo19822021@163.com。

  • 中图分类号: TE357.46

Experimental Study on the Migration and Adsorption of Gel Profile Control Agent in Medium-Permeability Sandstone in the Sabei Block of Daqing Oilfield

  • 摘要:

    大庆油田萨北区块中渗透砂岩油藏经过长期三元复合驱,出现了三元复合体系窜流,导致采收率下降,需要通过凝胶型调剖剂来改善三元复合驱的驱替效果。为了确定三元复合驱条件下凝胶型调剖剂对开发效果的影响,明确其对最终采收率的贡献,开展了凝胶型调剖剂在地层运移中的动态吸附滞留特性研究。利用长度为250 cm的填砂管模型(7个取样点),测试了未成胶聚合物凝胶调剖剂注入过程中各取样点采出液的聚合物质量浓度、体系黏度,以及驱替液与石英砂的微观形貌,研究了调剖剂在运移过程中在岩石上的吸附量和吸附速率、剪切黏度的变化规律及其在驱替液和石英砂表面吸附的微观形貌变化规律。研究结果表明,调剖剂注入过程中,聚合物累计吸附量随注入量增加呈指数增加,而吸附速率随注入量增加呈线性递减。此外,调剖剂黏度动态下降是由黏度剪切和吸附滞留造成的。该研究明确了凝胶型调剖剂在动态运移过程中的吸附滞留变化规律,对于优选体系、合理调配施工工艺及施工方案,以及采油现场调剖作业具有指导意义。

    Abstract:

    After a long period of alkali-surfactant-polymer (ASP) flooding, an ASP system channeling was observed in the medium-permeability sandstone reservoir in the Sabei block of Daqing Oilfield, resulting in a decreased recovery. Therefore, it is necessary to improve the effect of ASP flooding with gel profile control agent. In order to further determine the influence of gel profile control agent on the field development effect under ASP flooding and identify its contribution to ultimate recovery, the dynamics of adsorption and residence of the gel profile control agent during its migration in formation were studied. In this study, the concentration of produced liquid components, the viscosity of the system, and the micromorphology of the displacing fluid and quartz sand were tested at each sampling point during the injection of ungelled polymer gel with a sand-filled pipe model (seven sampling points) with a length of 250 cm. The changes in the adsorption volume, adsorption rate, and shear viscosity of the profile control agent on the rock during the migration and those of the micromorphology on the surface of the displacing fluid and quartz sand during adsorption were studied. The results show that during the injection of profile control agents, the cumulative adsorption volume of polymer increases exponentially with the increase of the injection volume, while the dynamic adsorption rate decreases linearly with the increase of the injection volume. In addition, the decrease of dynamic viscosity of profile control agents is caused by viscosity shear and adsorption and residence. This study clarifies the dynamics of adsorption and residence of gel profile control agent in the process of dynamic migration, which is instructive to optimize the system and reasonable selection of implementation technologies, implementation plan, and profile control on field site.

  • 经过多年开发,渤海油田已进入注水开发阶段。截至2019年1月,注水井多达800余口,分层注水率约为96%,注水开发效果关系到油田的持续稳产、增产。但是,近些年随着注水井大幅度增加以及该油田对后期调配要求的不断提高,常规分层注水工艺(空心集成、同心分注和地面分注等)存在的问题逐渐暴露出来,如常规分层注水工艺测调作业占用井口时间长,影响平台其他作业;调配效率和合格率低;管柱不具备反洗井功能[1-7]

    为解决渤海油田分层注水井存在的问题,采用了自提升式反洗井分层注水工艺、智能分层注水工艺等[8-11],均取得了一定效果,但这些分层注水工艺的适用性、可靠性普遍较差。为此,笔者结合渤海油田注水井的地层条件、完井方式等,借鉴国内成熟的分层注水技术[12-16],研发了可反洗测调一体分层注水工艺。现场应用表明,该分层注水工艺在大幅度提高测调效率的基础上,可实现不动管柱反洗井,应用效果良好。

    渤海油田应用的常规分层注水工艺主要有投捞式分注(空心集成、同心分注)和地面分注等[1-7],其中投捞式分层注水工艺是利用钢丝反复投捞井下水嘴进行分层调配,地面分层注水工艺是通过地面调节不同注入管汇的流量实现井下分层调配。这些常规分层注水工艺主要存在以下问题:

    1)无反洗通道,无法实现不动管柱反洗井作业。海上油田由于受空间限制,生产水处理流程较短,停留时间短,注入水水质波动较大,长期注水容易导致井筒及近井地带堵塞。定期进行反洗井作业可以将井筒附近污染物及时冲洗至地面,既能减缓井筒及近井地带堵塞,降低注水压力,又可以防止污染物及地层出砂卡住注水管柱。但常规分层注水管柱多采用“定位密封+配水器+插入密封”的结构,尚不具备反洗井功能,无法满足海上日益迫切的不动管柱反洗井需求。

    2)测调效率低,影响平台其他作业。常规投捞式分层注水工艺测调时,需要利用钢丝反复投捞水嘴,导致调配效率低,平均单井调配时间长达3~4 d;测调精度低,调配合格率仅有80%,而且测调作业时大量占用平台有限的空间和施工时间,影响了平台上其他作业。近些年,随着注水井数量增多和分层注水管理要求的不断提高,常规分层注水工艺已无法满足现场应用需求。

    3)套管带压注水,不符合安全注水要求。地面分层注水工艺可以实现地面实时测调,无需井口作业,但该工艺采用的注水管柱结构复杂,需要套管带压注水,而长期带压注水容易对套管造成损伤。另外,该工艺最多只能实现3层注水,对于注水层位较多的井适应性差。

    针对常规分层注水工艺存在的问题,研发了可反洗测调一体分层注水工艺,主要通过入井电缆为测调仪供电,并传输数据、指令,其工艺原理如图1所示。

    图  1  可反洗测调一体分注工艺原理示意
    Figure  1.  The principle of integrated reverse washing, measuring and adjusting zonal water injection process

    测调仪与配水器(水嘴内置)对接后,采用边测边调的方式进行流量测试与调配。通过地面仪器监测流量压力曲线,实时调节注水阀水嘴开度,无级调节,直至达到配注流量。工具一次下井即可完成所有层段测试和调配。

    可反洗测调一体化管柱采用了分层防砂、分层注水一体化的设计理念,由外层的分层防砂管柱和内层的分层注水管柱组成,分层防砂管柱主要由顶部封隔器、隔离封隔器、筛管、盲管和油管锚组成,分层注水管柱主要由注水封隔器、测调一体配水器和反洗阀等组成(见图2)。分层防砂管柱和分层注水管柱分体设计,分层注水管柱可单独检换[5-7]

    图  2  可反洗测调一体工艺管柱
    Figure  2.  The integrated reverse washing, measuring and adjusting pipestring

    可反洗测调一体分层注水工艺包括分层防砂管柱下入、分层防砂管柱验封、分层注水管柱下入、分层注水管柱验封和分层注水管柱测调等工艺过程。该工艺针对海上油田ϕ177.8 mm和ϕ244.5 mm套管射孔井研制,满足渤海油田多层、大排量注水的需求。具体的工艺参数为:流量<500 m3/d,井斜角≤60°,井温<140 ℃,工作压差<35 MPa,分层数<8层,调配合格率≥90%。

    反循环洗井工具的关键部件是防蠕动密闭自锁封隔器,其结构如图3所示,主要包括防蠕动机构、密闭自锁机构和解封机构。防蠕动机构是由第一胶筒、液缸和活塞构成独立的密闭压力系统,注水时,水流经上液孔推动液缸上移,挤压液压油,使第一胶筒膨胀坐封,第一胶筒承受管柱的蠕动力。密闭自锁机构的工作原理为:注水时,水流经下液孔进入,挤压第二胶筒膨胀坐封,同时液压力释放单向阀;停注后,单向阀自动关闭下液孔,将液压力密闭在第二胶筒内,第二胶筒始终处于坐封状态。解封机构:反洗井时,油套环空的压力液由反洗进液孔进入,打开下液压孔,密闭在第二胶筒内的液压力释放,第二胶筒解封。

    图  3  防蠕动密闭自锁封隔器结构示意
    Figure  3.  Schematic of the anti-creep self-locking seal packer

    注水时,防蠕动密闭自锁封隔器坐封,实现分层注水。反洗井时,通过油套环空加压,使防蠕动密闭自锁封隔器解封,洗井液进入防砂层段。进入防砂层段的洗井液,一部分进入筛管与套管环空,清洗筛网与炮眼;另一部分进入注水管柱与筛管环空,清洗配水器水嘴和管壁。最后,洗井液经洗井阀进入中心油管返至地面。反循环洗井管柱如图4所示。

    图  4  反循环洗井管柱示意
    Figure  4.  Schematic of reverse circulation well cleanout

    可反洗测调一体分注工艺自2018年开始现场应用以来,已累计应用几十井次,取得了很好的应用效果。其中,10口注入困难的井进行了不动管柱反洗井作业,反洗井后各井的注水能力均得到了不同程度的提升,延长了酸化周期(平均可延长2个月);此外,完成了30井次的调配作业,平均单井调配工期仅需10 h,相较常规投捞式分层注水工艺2~3 d的调配工期,测调效率大幅提高。下面以A井为例具体介绍其应用情况。

    渤海油田A井分6层注水,最大井斜角42.8°,部分注水层位因砂埋注不进水,决定采用“大修打捞+补射孔+分层防砂+分层注水”的方式恢复注水,后期“分层防砂+分层注水”部分采用可反洗测调一体化分层注水工艺。分层防砂管柱和分层注水管柱均顺利入井,分层防砂管柱和分层注水管柱验封均合格。分层注水初期,对A井进行了模拟测调。

    考虑A井恢复注水时间较短,地层注水还不稳定,故仅进行模拟测调,以验证测调工具的灵活性和可靠性。A井模拟测调结果见表1

    表  1  A井模拟测调结果
    Table  1.  Simulation deployment results of Well A
    防砂层段层位配水器编号配水器测调情况
    第6防砂段L50—L70配6 将流量由490 m3/d调小到260 m3/d,再调大到480 m3/d,证明配水器测调正常
    第5防砂段L74—L80配5 将流量由256 m3/d调小到188 m3/d,再调大到260 m3/d,证明配水器测调正常
    第4防砂段L82配4 将流量由140 m3/d调小到60 m3/d,再调大到145 m3/d,证明配水器测调正常
    第3防砂段L84—L92配3 转动配水器,调节流量不变,且电流由90 mA增大到118 mA,说明该层在此压力条件下不吸水,建议进行酸化处理
    第2防砂段L94—L96配2 将流量由79 m3/d调小到45 m3/d,再调大到65 m3/d,证明配水器测调正常
    第1防砂段L100配1 将流量由44 m3/d调小到15 m3/d,再调大到45 m3/d,证明配水器测调正常
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    现场作业中,6层模拟测调仅用时11 h,一体化配水器打开、关闭正常,大大提高了测调效率。

    由于A井注入水水质较差,注水3个月后地层吸水能力明显下降,判断井筒及近井地带出现了堵塞。为缓解地层堵塞问题,实施了反循环洗井作业,将井筒底部污染物携带至地面。

    导通反洗井流程,环空注水排量16~25 m3/h,注水压力2.5~5.0 MPa,反洗井过程中控制注水排量,在保证地层无漏失或漏失较小的情况下,将反洗排量由小逐渐增大,待进出水水质一样时,停止反洗。洗井返出液的颜色如图5所示(从左向右按洗井作业时间的先后顺序排列)。

    图  5  反循环洗井中返出液的颜色变化
    Figure  5.  Color change of returns in reverse washing

    观察并分析图5可知,前期返出液较脏,含有大量的死油,静置后容器底部含有大量悬浮状泥质类物质;随着反洗水量增大,返出液逐渐变得清澈,说明反洗过程中携带出大量污染物。

    该井于2018年9月17日后开始实施反洗作业,反洗作业前后的注水动态曲线如图6所示。

    图  6  A 井反洗作业前后的注水动态曲线
    Figure  6.  Water injection dynamic curves before and after reverse washing in Well A

    图6可以看出,反洗后该井的日注水量由之前的不足800 m3提高到了950 m3左右,注水量增加明显,说明反洗井工艺起到了解堵增注作用。

    1)常规分层注水工艺不具备反洗井功能,同时测调效率低,无法解决渤海油田注水开发中因注入水水质普遍较差易堵塞井筒与近井地带以及测调作业大量占用平台有限空间、影响其他作业等问题。

    2)通过优化注水管柱,研制不动管柱反洗井封隔器,同时配套测调一体工具,形成了渤海油田可反洗测调一体分层注水工艺。

    3)现场应用表明,渤海油田可反洗测调一体分注工艺测调效率高,平均单井调配工期仅需10 h,同时反洗井取得良好的降压增注效果,工艺优势明显,有助于推动该油田高效注水开发。

  • 图  1   吸附量计算示意

    Figure  1.   Adsorption volume calculation

    图  2   不同聚合物质量浓度和渗透率条件下取样点41.7 cm处聚合物累计吸附量随注入量的变化曲线

    Figure  2.   Variation of cumulative adsorption volume of polymer at sampling point of 41.7 cm with injection volume under different polymer mass concentrations and permeability

    图  3   不同条件下取样点41.7 cm处聚合物吸附速率随注入量的变化规律

    Figure  3.   Variation of polymer adsorption rate at sampling point of 41.7 cm with injection volume under different conditions

    图  4   相同渗透率下不同聚合物质量浓度驱替液在填砂管运移过程中的吸附量曲线

    Figure  4.   Adsorption volume curve of displacing fluid with the same permeability and different polymer mass concentrations during migration in sand-filled pipe

    图  5   渗透率5.0 D、聚合物质量质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0 PV凝胶时凝胶体系的微观形貌变化

    Figure  5.   Changes of micromorphology of 2.0 PV gel system observed at a permeability of 5.0 D and polymer mass concentration of 1 500 mg/L

    图  6   渗透率5.0 D、聚合物质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0 PV凝胶时41.7 cm处取样驱替前后凝胶体系的微观形貌变化

    Figure  6.   Changes of micromorphology of 2.0 PV gel system at sampling point of 41.7 cm before and after flooding observed at a permeability of 5.0 D and polymer mass concentration of 1 500 mg/L

    图  7   不同条件下注入2.0 PV调剖剂后填砂管不同位置处的黏度损失率

    Figure  7.   viscosity loss rate at different positions of the sand filling pipe after injecting 2.0 PV profile control agent under different conditions

    图  8   不同条件下注入1.0 PV调剖剂后填砂管不同位置的黏度损失率

    Figure  8.   viscosity loss rate at different positions of the sand filling pipe after injecting 1.0 PV profile control agent under different conditions

    表  1   填砂管模型的取样点到注入端对应长度填砂管孔隙体积

    Table  1   Pore volume of sand-filled pipe with the corresponding length from the sampling point to the injection end

    岩心渗透
    率/D
    孔隙
    度,%
    取样位
    置/cm
    孔隙体
    积/mL
    注入体积/
    孔隙体积
    取样时
    间/h
    3.0 43.1 0 0 0 0
    41.7 79.8 0.1 13.3
    83.4 159.6 0.3 26.6
    125.0 239.3 0.5 39.9
    166.8 319.3 0.6 53.2
    208.5 399.1 0.8 66.5
    250.0 478.6 1.0 79.8
    5.0 43.5 0 0 0 0
    41.7 80.3 0.1 13.5
    83.4 160.6 0.3 27.1
    125.0 240.8 0.5 40.5
    166.8 321.3 0.6 54.0
    208.5 401.5 0.8 67.5
    250.0 481.5 1.0 80.9
    7.0 43.9 0 0 0 0
    41.7 81.6 0.1 14.3
    83.4 163.2 0.3 28.6
    125.0 244.7 0.5 42.8
    166.8 326.4 0.6 57.2
    208.5 408.1 0.8 71.5
    250.0 489.2 1.0 85.8
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    表  2   注入1.0 PV调剖剂后不同渗透率和聚合物质量浓度条件下的降黏损失率劈分结果

    Table  2   Splitting results of viscosity loss rate under different permeability and polymer concentration conditions with profile control agents of 1.0 PV injected

    渗透率/
    D
    聚合物浓度/
    (mg·L−1
    损失率,%
    黏度 剪切黏度 吸附滞留黏度
    7.0 1 000 78.9 11.8 67.1
    1 500 80.1 17.2 62.9
    2 000 86.2 28.4 57.8
    5.0 1 000 81.9 19.7 62.2
    1 500 85.3 27.2 58.1
    2 000 90.8 33.5 57.3
    3.0 1 000 87.9 30.8 57.1
    1 500 91.2 37.8 53.5
    2 000 91.5 41.6 49.9
    注:黏度损失率为注入1.0倍PV流体后填砂管出口端流体黏度与注入流体黏度相比降低的比例;剪切黏度损失率为注入2.0倍PV流体后填砂管出口端流体黏度与注入流体黏度相比降低的比例;吸附滞留黏度损失率为黏度损失率减去剪切黏度损失率。
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-06-14
  • 修回日期:  2023-05-20
  • 网络出版日期:  2023-06-13
  • 刊出日期:  2023-05-24

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