杜84块超稠油氮气泡沫凝胶调剖技术

2023-02-20

辽河油田杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段, 含油而积6.2km2, 地质储量8 273×104t, 属中厚层状边底水超稠油油藏。在注蒸汽开采过程中, 因纵向动用程度低、油层吸汽不均, 存在蒸汽超覆、井间汽窜、蒸汽热效率低等问题, 影响超稠油开发效果[1]。

随着油井吞吐轮次增加, 汽窜矛盾突出, 要求在注汽时封堵高吸汽层, 改善油层吸汽剖面, 释放高渗透层, 增加产油能力。在室内研究的基础上, 研发氮气泡沫凝胶调剖技术, 并开展了现场试验, 为抑制汽窜, 改善超稠油开发效果, 找到一条新的有效途径。

1 技术原理

氮气泡沫凝胶调剖体系由氮气、发泡凝胶, 表活剂组成, 技术机理包括以下几个方面:

利用泡沫的贾敏效应, 封堵高渗透层或高渗透层段。凝胶具有稳泡作用, 泡沫能够扩大封堵范围, 减少凝胶堵剂用量, 实现深部调堵[2]。泡沫遇油消泡, 产生的气体能够在一定程度上增加地层能量, 有利于破胶液的返排和提高油井产量。

2 室内实验

2.1 发泡剂筛选

将试样配成10% (w/w) 水溶液置于陈化釜中, 280℃恒温48h备用。在室温未加稳泡剂的情况下, 进行发泡实验, 筛选起泡剂, 并根据起泡剂浓度与起泡能力的关系, 确定了最佳浓度。通过室内试验, SG-1试样浓度达到1% (w/w) 时泡沫体积比就能达到1:4.34, 可以满足现场要求。

2.2 凝胶体系配方研制

凝胶体系主要由水解聚丙烯酰胺、甲醛和混酚及热稳定剂组成。

室内实验表明, 随着部分水解聚丙烯酰胺、甲醛和混酚浓度的增加, 其成胶时间缩短、强度增大。在满足强度要求的前提下, 改变这些成分的浓度, 可以有效调节调剖剂的成胶时间。考虑到凝胶强度、地面粘度、成本因素, 确定水解聚丙烯酰胺的使用浓度0.8%-1.2%, 甲醛的使用浓度1.5%-2.0%, 混酚的使用浓度0.4%-0.6%。

该凝胶体系的技术指标:

密度1.00-1.06g/cm3, 粘度55-85MPa·s, 凝胶粘度>15×105MPa·s, 封堵率≥90%。

2.3 氮气泡沫凝胶体系室内参数测试

氮气泡沫凝胶体系由凝胶体系、发泡剂、氮气等几部分组成, 经过室内参数优化, 确定现场施工工艺。

2.3.1 混合体系发泡性能及稳定性测试

发泡剂体系与凝胶体系混合后, 由于体系粘度的变化以及其它化学剂的加入, 发泡剂的性能会受到影响, 发泡剂的最佳使用浓度应该调整。确定凝胶体系的组成, 改变发泡剂的用量, 测其发泡量和半衰期。通过室内试验, 在凝胶体系中, 发泡量随发泡剂浓度增加而增加, 泡沫半衰期也随之延长。当发泡剂浓度达到0.8%时, 发泡量不再继续增加。因此确定发泡剂最佳使用浓度为0.8%。

2.3.2 凝胶体系与氮气比例

固定发泡剂、凝胶体系的用量, 改变氮气注入比例, 在55℃进行岩心封堵实验并测试封堵压差, 选取氮气排量分别为300m L/min、450m L/min、600m L/min, 凝胶+发泡剂注入排量为5m L/min, 封堵压差分别为3.5MPa、3.6MPa、3.4MPa, 由此可见, 氮气排量对封堵压差影响不大。

考虑成本和现场施工条件, 确定地层条件下气液比为60:1。

2.3.3 并联岩心封堵实验

通过并联双管连续驱替实验, 考察存在渗透率级差填砂模型经过氮气泡沫、氮气泡沫凝胶和凝胶封堵后的调剖作用。根据并联模型调堵模拟实验, 对氮气泡沫、氮气泡沫凝胶和凝胶在渗透率级差为1.7和5.5时, 计算阻力因子、汽驱后阻力因子、残余阻力因子可知, 注入氮气泡沫和氮气泡沫凝胶后, 并联填砂模型渗透率级差越大, 高渗模型的阻力系数越高, 调堵效果越好, 吸汽量越大, 对地层伤害小。而注入凝胶调堵后虽然高渗模型的阻力因子较高, 但低渗模型的阻力因子也比较高, 这样容易造成注汽压力提高, 注汽困难, 同时汽驱后残余阻力系数较高, 影响后续采油。