特低滲砂巖油藏的滲吸采油工藝參數優化研究

曾順鵬 李育展 劉歷歷 解英明 張 星

1. 重慶科技學院石油與天然氣工程學院, 重慶 401331;2. 勝利油田工程技術研究院, 山東 東營 257000

0 前言

中國特低滲砂巖油藏儲量豐富,由于其滲透率較低,通常采用壓裂和注水的方式才能實現高效開發。隨著注水時間的增加,受裂縫的影響,油井含水上升加快,水侵、水竄日益嚴重,高含水給油井穩產帶來的突出矛盾,成為導致注水開發效果差的關鍵問題[1-3]。

針對特低滲砂巖油藏的水驅開發,周萬富等學者發現,微納米孔道的吸水產生了明顯的毛管力,這一滲吸作用能夠有效提高特低滲砂巖油藏的采收率[4-5];張星等學者發現,在特低滲砂巖油藏實際開發過程中,表面活性劑能有效降低油水間的界面張力以及改善潤濕性[6-9]，且注入壓力、注入量、注入次數、燜井時間等工藝參數的變化,在地層中形成不穩定的壓力場,使滲吸液不斷重新分布,在壓差作用下使其實現層間滲流,增強毛管作用力。因此,這些工藝參數都能對采收率產生明顯的影響[10-18],但對采收率的影響規律還不十分明確。

為此,以勝利油田某區塊特低滲砂巖油藏為研究對象,通過室內實驗研究了表面活性劑類型及注入壓力、注入量、注入次數、燜井時間工藝參數對動態滲吸的影響,利用工程應用—生產擬合的方法對勝利油田SL-3區塊的動態滲吸采油參數進行了優化,并在現場開展了應用試驗。

1 滲吸采油影響因素分析

水驅特低滲砂巖儲層過程中,當滲吸液進入毛細管微孔中流動時,流體滲吸作用的大小主要受毛管力、黏性力以及重力3種作用力的影響[19-22],見圖1。

圖1 孔道流體受力圖Fig.1 The force of the fluid in the channel

孔道中的流體受力表達式為:

F=Fcap-Fvisco-Fgrav=2πrδcosθ-8πrhv-ρπr2hg

(1)

式中:Fcap為毛管力,N;Fvisco為黏性力,N;Fgrav為重力,N;δ為界面張力,mN/m;θ為潤濕角,°;r為毛管孔隙半徑,μm;v為滲吸流體的速度,m/s;h為頁面上升高度,cm;ρ為流體密度,g/cm3;g為重力常數,m/s2。

通過分析式(1)可得出如下結論。

1)在滲吸過程中,Fcap為動力,Fvisio和Fgrav為阻力。界面張力δ、潤濕角θ的改變能夠影響毛管驅動力的大小。

2)增大界面張力能夠提升毛管力,也使得原油在裂縫中很難流動;減小界面張力能夠讓原油容易流動,也使得毛管力驅動力減小,所以應當選擇合適的界面張力區間進行滲吸采油。

3)潤濕角減小,巖心越親水,毛管力越大。在現場施工過程中,通常采用表面活性劑來降低界面張力和改善巖石的潤濕性。為此,提升滲吸動力需要選擇更優的表面活性劑。

2 表面活性劑篩選

根據勝利油田已在應用的15種表面活性劑,從中初選出了YC- 01、OP-10、FH-1這3種適用于SL-3區塊的表面活性劑。

實驗用油為SL-3區塊地層原油,其界面張力為10.928 8 mN/m;實驗用水為SL-3區塊地層水,總礦化度為29 795.6 mg/L,水型為CaCl2;溫度設定為80 ℃。

使用TX-500界面張力測試儀器、jgw-360 a潤濕角測定儀測量了3種表面活性劑在0.1%質量濃度下的油水間界面張力和接觸角,實驗結果見表1。

表1 不同類型表面活性劑界面張力和接觸角表

根據實驗結果可以看出,3種表面活性劑中界面張力最低為FH-1的 0.009 6 mN/m,接觸角最小為FH-1的65.41°,發現表面活性劑FH-1改善潤濕性能力最強。

3 滲吸采油實驗

在現場生產中,滲吸液的注入壓力會影響滲吸液注入孔道的距離;滲吸液的注入量決定滲吸液能否充滿孔隙,同時決定滲吸液與地層中原油的交換效率;注入滲吸液的次數和燜井時間的長短能夠決定滲吸液能否通過滲吸作用將地層中原油更有效地驅替出來。需要對注入壓力、注入量、注入次數、燜井時間進行進一步研究,找出這些參數對滲吸采油效果的影響規律。

3.1 實驗材料

SL-3區塊原油、SL-3區塊地層水、SL-3區塊巖心。

3.2 實驗儀器及裝置

ABP-186復壓孔滲儀、巖心驅替裝置、電子天平、游標卡尺等。

3.3 實驗準備

1)將巖心編號,量取各個巖心的幾何尺寸。

2)用ABP-186復壓孔滲儀測得各巖心的孔隙度、滲透率。

3)將巖心放入80 ℃的烘箱中烘烤8 h以上,讓其冷卻后,取出稱重,直到前后兩次質量差小于0.01 g為止,取平均值為巖心干重。

4)用抽真空飽和的方法使巖心飽和地層水并稱重。

5)用驅替方法將巖心原油飽和,計量驅替出水的體積,稱量驅替前后巖心質量差以及巖心吸油體積,將巖心浸泡在原油中待用。

3.4 實驗步驟

1)將處理好的巖心放入巖心夾持器中,調節恒溫箱使巖心夾持器外的加熱套升溫至實驗溫度80 ℃,且保持穩定。

2)以0.5 mL/min的速度將滲吸液注入巖心中，注入完成后關閉閥門。

3)反應一段時間后打開閥門,用地層水進行驅油。

4)當連續一段時間不出油時,即該條件下試驗完成,記錄量筒中排出油體積,計算驅油效率。

5)更換巖心,在不同的表面活性劑、注入壓力、注入量、注入次數、燜井時間的條件下重復上述步驟進行實驗。

巖心驅替實驗流程見圖2。

4 實驗結果及分析

4.1 不同表面活性劑對滲吸采油效果的影響

利用濃度為0.1%的不同類型的表面活性劑溶液進行動態滲吸實驗,測量不同類型的表面活性劑溶液的滲吸采油效果,實驗結果見圖3。

圖2 巖心驅替實驗流程圖Fig.2 Flow chart of displacement experiment

圖3 不同類型表面活性劑與滲吸采收率關系圖Fig.3 Relationship between different types ofsurfactants and imbibition recovery rate

根據實驗結果可以看出,利用常規水驅方法其平均采收率為20.6%,在水驅后,采用滲吸方法進行采油,采收率有很大程度的提高。但是,加入的表面活性劑不同,采收率提高程度也不同。

4.2 注入壓力對滲吸采油效果的影響

通過改變注入壓力研究注入壓力對滲吸采油效果的影響,測量不同注入壓力下的滲吸采收率效果,實驗結果見圖4。

圖4 不同注入壓力與滲吸采收率關系圖Fig.4 Relationship between different injection pressuresand imbibition recovery rate

根據實驗結果可以看出,注入壓力增大,滲吸采收率提高。主要原因為:注入壓力增大,滲吸液通過裂縫滲吸進入巖心內部區域更遠,導致滲吸液改變巖心孔隙潤濕性區域更大,滲吸作用增強,滲吸采收率提高。

4.3 注入量對滲吸采油效果的影響

通過改變注入量研究注入量對滲吸采油效果的影響,測量不同注入量下的滲吸采收率,實驗結果見圖5。

圖5 不同注入量與滲吸采收率關系圖Fig.5 Relationship between different injection volumesand imbibition recovery rates

通過實驗數據可以得出,隨著注入量的增大,滲吸采收率不斷增大。當注入量達到1 PV時,滲吸采收率最大為37.4%,此后繼續增大注入量,滲吸采收率也不會發生明顯變化。因此,在實際生產中,應當嚴格控制注入量,注入過多的表面活性劑溶液并不能提高采收率,反而會延遲施工工期，增加工程成本。

4.4 注入次數對滲吸采油效果的影響

通過改變注入次數對滲吸采油效果的影響。測量不同注入次數下的滲吸采收率,實驗結果見圖6。

圖6 注入次數與滲吸采收率關系圖Fig.6 Relationship between injection times andimbibition recovery rate

根據實驗結果可以得出,隨著注入次數的增加,滲吸采收率不斷增大,但是滲吸采收率增幅不斷減小。這是由于滲吸液每次注入地層后都會使得巖心中一部分原油在滲吸作用下被驅替出來,隨著注入次數的增加,巖心中的含油飽和度不斷降低,通過滲吸作用能驅替出的原油也越來越少,當注入次數達到4次時,滲吸采收率增幅較小。因此,在實際生產中,應當選擇合適的注入次數,這樣能夠有效縮短滲吸采油時間。

4.5 燜井時間對滲吸采油效果的影響

通過改變燜井時間對滲吸采油效果的影響,測量在不同燜井時間下的動態滲吸效果，實驗結果見圖7。

圖7 不同燜井時間與滲吸采收率關系圖Fig.7 Relationship between different soaking timeand imbibition recovery rate

根據實驗結果可以得出,隨著燜井時間增大,采收率不斷增加。當燜井時間達到48 h后,燜井時間繼續增加,滲吸采收率也不會增大。當燜井時間小于48 h時,隨著燜井時間增加,油水間滲吸反應時間增大,滲吸采收率不斷提高;當燜井時間大于48 h時,繼續增大滲吸時間,滲吸采收率不會有明顯的提高。因此,在實際生產中,應該選擇合適的燜井時間。

從圖5～7可以看出，表面活性劑種類、注入壓力、注入量、注入次數、燜井時間對滲吸效果有較大影響。經過實驗可以得出在實驗室中最優滲吸實驗參數為:滲吸劑為FH-1陰離子表面活性劑,注入壓力為25 MPa,注入量為1 PV,注入次數為4次,燜井時間大于48 h。

5 工藝參數優化

為了優化滲吸采油工藝參數,將通過實驗得到的滲吸參數與現場施工情況相結合進行滲吸采油工藝參數優化。通過對勝利油田其他區塊滲吸采油工藝參數和滲吸效果進行調研,得到的工藝參數和滲吸采油效果見表2。

根據室內模擬實驗結果,結合其他區塊施工經驗對現場實驗工藝參數進行優化。

1)注入壓力。根據以往滲吸采油效果和室內實驗結果可以得出,注入壓力越大,增產效果越好。在現場試驗中要盡量提高注入壓力,試驗區塊的最大注入壓力為30 MPa,所以將現場試驗注入壓力設為30 MPa。

2)注入量。根據室內實驗結果可以得出，注入量越大,滲吸采收率越大,注入量超過1 PV后采收率不會增加。但是,根據表2可以看出,注入量為1.5 PV時的增產效果大于1 PV時的增產效果。這是由于在施工過程中,注入流體不能全部進入地層,在注入過程中存在一定的液體損失,導致實際注入地層流體的量小于設計注入量,因此,將現場試驗注入量設為1.5 PV。

3)注入次數。根據以往滲吸采油效果和室內實驗結果可以得出,注入次數為4次。

4)燜井時間。根據以往滲吸采油效果和室內實驗結果可以得出,注入量超過48 h并不會使得增產效果增加,所以將現場試驗燜井時間設為48 h。

表2 其他區塊滲吸采油工藝參數及滲吸效果表

根據室內實驗優化出的滲吸采油實驗參數結合近幾年勝利油田滲吸采油施工方案,最后優化出現場工藝參數為:注入壓力為30 MPa,注入量為1.5 PV,注入次數為4次,燜井時間為48 h,注入0.1%濃度的FH-1表面活性劑溶液400 m3。

6 現場試驗

勝利油田SL-3區塊為特低滲砂巖油藏儲層,區塊含油面積為2.9 km2,地質儲量為173.9×104t,巖心孔隙度平均為17.1%,滲透率平均為3.276 mD;油藏地層壓力33.05 MPa,地層溫度為80 ℃,儲層埋深2 550～2 800 m。從2017年7月開始,該區塊注水時水竄、水淹現象嚴重,油井含水量不斷提升,注水效果越來越差,產能不斷降低。截至2018年7月該區塊停止生產時,已開油井14口,水井7口,平均單井產液量為3.19 t/d,產油量為0.20 t/d,含水率達到92.1%?？紤]到該區塊滲透率較低,非均質性強,巖心喉道半徑小,同時含水率較高,符合滲吸采油條件,從2019年5月開始對M-1、M-2、M-3井實施滲吸采油,至2019年11月,3口井的平均產液量恢復到6.17 t/d，產油量上升到4.10 t/d，含水率下降至33.3%,其前后產能對比見表3。

表3 實施滲吸采油前后油井產能對比表

該區塊進行滲吸采油后,產能明顯提高,日產液量提高了2倍,日產油量提高了19倍,含水率降低了58.8%,增產效果顯著。

7 結論

1)陰離子表面活性劑FH-1能夠明顯降低油水間界面張力，減少潤濕角,提高動態滲吸采收率。

2)隨著注入壓力的增大,滲吸采收率增大;隨著注入量的增大,滲吸采收率呈現先增大后減小的趨勢;隨著注入次數的增加,采收率不斷增大,但是增幅不斷減小;燜井時間為48 h時,滲吸采收率最大。

3)利用工程擬合的方法優化了滲吸采油工藝參數,注入壓力為30 MPa,注入量為1.5 PV,注入次數為4次,燜井時間為48 h,注入0.1%濃度的FH-1表面活性劑溶液400 m3。

4)經過現場應用表明,滲吸采油方法在勝利油田SL-3區塊特低滲砂巖油藏儲層取得了良好的增產效果,日產油量提高了19倍,含水率降低了58.8%,同時發現表面活性劑濃度對采收率影響較大。