特低渗砂岩油藏的渗吸采油工艺参数优化研究

曾顺鹏 李育展 刘历历 解英明 张 星

1. 重庆科技学院石油与天然气工程学院, 重庆 401331;2. 胜利油田工程技术研究院, 山东 东营 257000

中国特低渗砂岩油藏储量丰富,由于其渗透率较低,通常采用压裂和注水的方式才能实现高效开发。随着注水时间的增加,受裂缝的影响,油井含水上升加快,水侵、水窜日益严重,高含水给油井稳产带来的突出矛盾,成为导致注水开发效果差的关键问题[1-3]。

针对特低渗砂岩油藏的水驱开发,周万富等学者发现,微纳米孔道的吸水产生了明显的毛管力,这一渗吸作用能够有效提高特低渗砂岩油藏的采收率[4-5];张星等学者发现,在特低渗砂岩油藏实际开发过程中,表面活性剂能有效降低油水间的界面张力以及改善润湿性[6-9]，且注入压力、注入量、注入次数、焖井时间等工艺参数的变化,在地层中形成不稳定的压力场,使渗吸液不断重新分布,在压差作用下使其实现层间渗流,增强毛管作用力。因此,这些工艺参数都能对采收率产生明显的影响[10-18],但对采收率的影响规律还不十分明确。

为此,以胜利油田某区块特低渗砂岩油藏为研究对象,通过室内实验研究了表面活性剂类型及注入压力、注入量、注入次数、焖井时间工艺参数对动态渗吸的影响,利用工程应用—生产拟合的方法对胜利油田SL-3区块的动态渗吸采油参数进行了优化,并在现场开展了应用试验。

水驱特低渗砂岩储层过程中,当渗吸液进入毛细管微孔中流动时,流体渗吸作用的大小主要受毛管力、黏性力以及重力3种作用力的影响[19-22],见图1。

图1 孔道流体受力图Fig.1 The force of the fluid in the channel

孔道中的流体受力表达式为:

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

(1)

式中:Fcap为毛管力,N;Fvisco为黏性力,N;Fgrav为重力,N;δ为界面张力,mN/m;θ为润湿角,°;r为毛管孔隙半径,μm;v为渗吸流体的速度,m/s;h为页面上升高度,cm;ρ为流体密度,g/cm3;g为重力常数,m/s2。

通过分析式(1)可得出如下结论。

1)在渗吸过程中,Fcap为动力,Fvisio和Fgrav为阻力。界面张力δ、润湿角θ的改变能够影响毛管驱动力的大小。

2)增大界面张力能够提升毛管力,也使得原油在裂缝中很难流动;减小界面张力能够让原油容易流动,也使得毛管力驱动力减小,所以应当选择合适的界面张力区间进行渗吸采油。

3)润湿角减小,岩心越亲水,毛管力越大。在现场施工过程中,通常采用表面活性剂来降低界面张力和改善岩石的润湿性。为此,提升渗吸动力需要选择更优的表面活性剂。

根据胜利油田已在应用的15种表面活性剂,从中初选出了YC- 01、OP-10、FH-1这3种适用于SL-3区块的表面活性剂。

实验用油为SL-3区块地层原油,其界面张力为10.928 8 mN/m;实验用水为SL-3区块地层水,总矿化度为29 795.6 mg/L,水型为CaCl2;温度设定为80 ℃。

使用TX-500界面张力测试仪器、jgw-360 a润湿角测定仪测量了3种表面活性剂在0.1%质量浓度下的油水间界面张力和接触角,实验结果见表1。

表1 不同类型表面活性剂界面张力和接触角表

根据实验结果可以看出,3种表面活性剂中界面张力最低为FH-1的 0.009 6 mN/m,接触角最小为FH-1的65.41°,发现表面活性剂FH-1改善润湿性能力最强。

在现场生产中,渗吸液的注入压力会影响渗吸液注入孔道的距离;渗吸液的注入量决定渗吸液能否充满孔隙,同时决定渗吸液与地层中原油的交换效率;注入渗吸液的次数和焖井时间的长短能够决定渗吸液能否通过渗吸作用将地层中原油更有效地驱替出来。需要对注入压力、注入量、注入次数、焖井时间进行进一步研究,找出这些参数对渗吸采油效果的影响规律。

3.1 实验材料

SL-3区块原油、SL-3区块地层水、SL-3区块岩心。

3.2 实验仪器及装置

ABP-186复压孔渗仪、岩心驱替装置、电子天平、游标卡尺等。

3.3 实验准备

1)将岩心编号,量取各个岩心的几何尺寸。

2)用ABP-186复压孔渗仪测得各岩心的孔隙度、渗透率。

3)将岩心放入80 ℃的烘箱中烘烤8 h以上,让其冷却后,取出称重,直到前后两次质量差小于0.01 g为止,取平均值为岩心干重。

4)用抽真空饱和的方法使岩心饱和地层水并称重。

5)用驱替方法将岩心原油饱和,计量驱替出水的体积,称量驱替前后岩心质量差以及岩心吸油体积,将岩心浸泡在原油中待用。

3.4 实验步骤

1)将处理好的岩心放入岩心夹持器中,调节恒温箱使岩心夹持器外的加热套升温至实验温度80 ℃,且保持稳定。

2)以0.5 mL/min的速度将渗吸液注入岩心中，注入完成后关闭阀门。

3)反应一段时间后打开阀门,用地层水进行驱油。

4)当连续一段时间不出油时,即该条件下试验完成,记录量筒中排出油体积,计算驱油效率。

5)更换岩心,在不同的表面活性剂、注入压力、注入量、注入次数、焖井时间的条件下重复上述步骤进行实验。

岩心驱替实验流程见图2。

4.1 不同表面活性剂对渗吸采油效果的影响

利用浓度为0.1%的不同类型的表面活性剂溶液进行动态渗吸实验,测量不同类型的表面活性剂溶液的渗吸采油效果,实验结果见图3。

图2 岩心驱替实验流程图Fig.2 Flow chart of displacement experiment

图3 不同类型表面活性剂与渗吸采收率关系图Fig.3 Relationship between different types ofsurfactants and imbibition recovery rate

根据实验结果可以看出,利用常规水驱方法其平均采收率为20.6%,在水驱后,采用渗吸方法进行采油,采收率有很大程度的提高。但是,加入的表面活性剂不同,采收率提高程度也不同。

4.2 注入压力对渗吸采油效果的影响

通过改变注入压力研究注入压力对渗吸采油效果的影响,测量不同注入压力下的渗吸采收率效果,实验结果见图4。

图4 不同注入压力与渗吸采收率关系图Fig.4 Relationship between different injection pressuresand imbibition recovery rate

根据实验结果可以看出,注入压力增大,渗吸采收率提高。主要原因为:注入压力增大,渗吸液通过裂缝渗吸进入岩心内部区域更远,导致渗吸液改变岩心孔隙润湿性区域更大,渗吸作用增强,渗吸采收率提高。

4.3 注入量对渗吸采油效果的影响

通过改变注入量研究注入量对渗吸采油效果的影响,测量不同注入量下的渗吸采收率,实验结果见图5。

图5 不同注入量与渗吸采收率关系图Fig.5 Relationship between different injection volumesand imbibition recovery rates

通过实验数据可以得出,随着注入量的增大,渗吸采收率不断增大。当注入量达到1 PV时,渗吸采收率最大为37.4%,此后继续增大注入量,渗吸采收率也不会发生明显变化。因此,在实际生产中,应当严格控制注入量,注入过多的表面活性剂溶液并不能提高采收率,反而会延迟施工工期，增加工程成本。

4.4 注入次数对渗吸采油效果的影响

通过改变注入次数对渗吸采油效果的影响。测量不同注入次数下的渗吸采收率,实验结果见图6。

图6 注入次数与渗吸采收率关系图Fig.6 Relationship between injection times andimbibition recovery rate

根据实验结果可以得出,随着注入次数的增加,渗吸采收率不断增大,但是渗吸采收率增幅不断减小。这是由于渗吸液每次注入地层后都会使得岩心中一部分原油在渗吸作用下被驱替出来,随着注入次数的增加,岩心中的含油饱和度不断降低,通过渗吸作用能驱替出的原油也越来越少,当注入次数达到4次时,渗吸采收率增幅较小。因此,在实际生产中,应当选择合适的注入次数,这样能够有效缩短渗吸采油时间。

4.5 焖井时间对渗吸采油效果的影响

通过改变焖井时间对渗吸采油效果的影响,测量在不同焖井时间下的动态渗吸效果，实验结果见图7。

图7 不同焖井时间与渗吸采收率关系图Fig.7 Relationship between different soaking timeand imbibition recovery rate

根据实验结果可以得出,随着焖井时间增大,采收率不断增加。当焖井时间达到48 h后,焖井时间继续增加,渗吸采收率也不会增大。当焖井时间小于48 h时,随着焖井时间增加,油水间渗吸反应时间增大,渗吸采收率不断提高;当焖井时间大于48 h时,继续增大渗吸时间,渗吸采收率不会有明显的提高。因此,在实际生产中,应该选择合适的焖井时间。

从图5～7可以看出，表面活性剂种类、注入压力、注入量、注入次数、焖井时间对渗吸效果有较大影响。经过实验可以得出在实验室中最优渗吸实验参数为:渗吸剂为FH-1阴离子表面活性剂,注入压力为25 MPa,注入量为1 PV,注入次数为4次,焖井时间大于48 h。

为了优化渗吸采油工艺参数,将通过实验得到的渗吸参数与现场施工情况相结合进行渗吸采油工艺参数优化。通过对胜利油田其他区块渗吸采油工艺参数和渗吸效果进行调研,得到的工艺参数和渗吸采油效果见表2。

根据室内模拟实验结果,结合其他区块施工经验对现场实验工艺参数进行优化。

1)注入压力。根据以往渗吸采油效果和室内实验结果可以得出,注入压力越大,增产效果越好。在现场试验中要尽量提高注入压力,试验区块的最大注入压力为30 MPa,所以将现场试验注入压力设为30 MPa。

2)注入量。根据室内实验结果可以得出，注入量越大,渗吸采收率越大,注入量超过1 PV后采收率不会增加。但是,根据表2可以看出,注入量为1.5 PV时的增产效果大于1 PV时的增产效果。这是由于在施工过程中,注入流体不能全部进入地层,在注入过程中存在一定的液体损失,导致实际注入地层流体的量小于设计注入量,因此,将现场试验注入量设为1.5 PV。

3)注入次数。根据以往渗吸采油效果和室内实验结果可以得出,注入次数为4次。

4)焖井时间。根据以往渗吸采油效果和室内实验结果可以得出,注入量超过48 h并不会使得增产效果增加,所以将现场试验焖井时间设为48 h。

表2 其他区块渗吸采油工艺参数及渗吸效果表

根据室内实验优化出的渗吸采油实验参数结合近几年胜利油田渗吸采油施工方案,最后优化出现场工艺参数为:注入压力为30 MPa,注入量为1.5 PV,注入次数为4次,焖井时间为48 h,注入0.1%浓度的FH-1表面活性剂溶液400 m3。

胜利油田SL-3区块为特低渗砂岩油藏储层,区块含油面积为2.9 km2,地质储量为173.9×104t,岩心孔隙度平均为17.1%,渗透率平均为3.276 mD;油藏地层压力33.05 MPa,地层温度为80 ℃,储层埋深2 550～2 800 m。从2017年7月开始,该区块注水时水窜、水淹现象严重,油井含水量不断提升,注水效果越来越差,产能不断降低。截至2018年7月该区块停止生产时,已开油井14口,水井7口,平均单井产液量为3.19 t/d,产油量为0.20 t/d,含水率达到92.1%。考虑到该区块渗透率较低,非均质性强,岩心喉道半径小,同时含水率较高,符合渗吸采油条件,从2019年5月开始对M-1、M-2、M-3井实施渗吸采油,至2019年11月,3口井的平均产液量恢复到6.17 t/d，产油量上升到4.10 t/d，含水率下降至33.3%,其前后产能对比见表3。

表3 实施渗吸采油前后油井产能对比表

该区块进行渗吸采油后,产能明显提高,日产液量提高了2倍,日产油量提高了19倍,含水率降低了58.8%,增产效果显著。

1)阴离子表面活性剂FH-1能够明显降低油水间界面张力，减少润湿角,提高动态渗吸采收率。

2)随着注入压力的增大,渗吸采收率增大;随着注入量的增大,渗吸采收率呈现先增大后减小的趋势;随着注入次数的增加,采收率不断增大,但是增幅不断减小;焖井时间为48 h时,渗吸采收率最大。

3)利用工程拟合的方法优化了渗吸采油工艺参数,注入压力为30 MPa,注入量为1.5 PV,注入次数为4次,焖井时间为48 h,注入0.1%浓度的FH-1表面活性剂溶液400 m3。

4)经过现场应用表明,渗吸采油方法在胜利油田SL-3区块特低渗砂岩油藏储层取得了良好的增产效果,日产油量提高了19倍,含水率降低了58.8%,同时发现表面活性剂浓度对采收率影响较大。

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