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  应用科技  2017, Vol. 44 Issue (4): 75-77, 81  DOI: 10.11991/yykj.201607016
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引用本文  

赵军, 郑继龙, 胡雪, 等. 气水交替复合驱在高含水油田应用——以QK17-2油田为例[J]. 应用科技, 2017, 44(4), 75-77, 81. DOI: 10.11991/yykj.201607016.
ZHAO Jun, ZHENG Jilong, HU Xue, et al. The WAG-surfactant flooding applied in the high-water-cut oil field:taking QK17-2 oilfield as an example[J]. Applied Science and Technology, 2017, 44(4), 75-77, 81. DOI: 10.11991/yykj.201607016.

基金项目

国家重大专项子课题(2016ZX05025-001-003)

通信作者

郑继龙, 男, E-mail:jilong296@sina.com

作者简介

赵军(1984-), 男, 工程师

文章历史

收稿日期:2016-07-19
网络出版日期:2017-04-24
气水交替复合驱在高含水油田应用——以QK17-2油田为例
赵军, 郑继龙, 胡雪, 宋志学, 陈平    
中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452
摘要:针对油田开发面临高含水、高采出程度及动用程度差问题,为进一步提高类似油藏的采收率,验证气水交替复合驱技术的适用性,在岐口17-2油田开展气水交替复合驱先导试验。根据油藏情况开展气水交替复合驱室内实验研究,室内实验结果表明通过注入聚合物段塞,可以防止气窜,能更好地起到封堵和调驱的作用。实践证实,现场试验井组增油7 000 m3。在非均质油藏油田开发中后期,气水交替复合驱不仅封堵优势渗流通道,而且可以优化注水、恢复地层能量,从而提高油田采收率,为今后海上油田提高采收率事业提供新的技术和发展方向。
关键词岐口17-2油田    氮气泡沫驱    高含水    非均质    采收率    室内实验    封堵    气窜    
The WAG-surfactant flooding applied in the high-water-cut oil field:taking QK17-2 oilfield as an example
ZHAO Jun, ZHENG Jilong, HU Xue, SONG Zhixue, CHEN Ping    
Cnooc EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China
Abstract: Considering the problems existed in oilfield development, such as high water cut, high recovery degree and low producing degree, in order to further improve the recovery rate of similar reservoirs, verify the applicability of water and gas alternating flooding technology, carry out the gas and water alternate composite flooding pilot test in Qikou 17-2 oilfield. According to the reservoir conditions, the experimental study of indoor gas and water alternating flooding experiment shows that by injecting polymer slug it can prevent gas channeling, playing a better role of plugging and flooding. Practice shows that the field test wells group has increased 7 000 m3 oil. The WAG-surfactant flooding not only plugs preferred path of seepage channel, but also optimizes water injection and recovers the producing energy when the heterogeneous reservoir development is in its middle or late stage, so as to increase oil field recovery and provide new technology and development direction for off-shore oil field from now on.
Key words: QK17-2 oil field    nitrogen foam    high water-cut    heterogeneous reservoir    recovery degree    laboratory experiments    sealing ability    gas channeling    

气水交替复合驱由氮气、起泡剂、聚合物组成复合体系与注入水交替注入,既可以优化注水,又可以联合发挥注气驱、泡沫驱、聚合物驱优点[1-3],从而提高油田采收率。气水交替复合驱是近几年开始研究的一项注气提高采收率技术。20世纪50年代以来,在美国、加拿大和英国等国家先后开展了气水交替驱技术,但早期气水交替驱是以CO2和烃类气体与注入水进行交替注入[4-6],伴随着近些年泡沫技术的发展以及泡沫所具有的优势,国内外学者开始研究气水交替驱与泡沫驱技术相结合提高油田采收率技术。

岐口17-2油田于2001年全面投产,目前已进入开发的中后期,现存在以下问题:1) 主力油组全面见水,综合含水超过86%;2) 三油组为大底水油藏,动用程度差,存在层间矛盾;3) 水驱后,纵向上高部位剩余油饱和度相对较高,同一层构造高部位含油饱和度高。针对油田面临的开发现状,开展了岐口17-2油田气水交替复合驱先导试验,为海上油田提高采收率事业提供新的技术和发展方向。

1 气水交替复合驱作用机理

气水交替注入可有效提高油田二次或三次采油采收率[4],它综合了气驱、水驱及泡沫驱各自特点,增加油田水驱后的波及体积并且减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象,可以有效地控制流度并且稳定驱替前缘从而大大提高宏观驱油效率[7-9]

气水交替驱机理主要包括:1) 油田水驱后,受地层非均质性影响,水驱会首先驱替渗透率相对较高区域原油,而渗透率较低区域仍存在大量剩余油,而气体由于自身特点可以驱替出水驱未波及到的低渗区域剩余油。2) 泡沫的调堵作用。注入气体与起泡剂发生反应,生成泡沫也起到调剖、堵水作用,其主要原因在于在多孔介质中,泡沫会首先进入流动阻力较小的高渗孔道,泡沫在大孔道流动时具有较高的视黏度,流动阻力会随着泡沫注入量增大而增大,从而封堵大孔道,当流动阻力超过小孔道流动阻力后,泡沫开始进入小孔道,由于泡沫在小孔道中视黏度低,而且小孔道含油饱和度较高,所以泡沫稳定性差,正所谓“堵油不堵水,堵大不堵小”特征。3) 重力分异作用。由于水比油重,水驱后纵向上同一层构造高部位含油饱和度相对较高,而气比水轻,注入气体可以有效驱替出高部位的剩余油。

2 试验区开发概况

岐口17-2油田构造位于歧南断阶带海一断层的下降盘,构造分东、西2个高点,高点之间以鞍部相连,最大圈闭面积7.9 km2。试验区位置在岐口17-2油田西高点,地层倾角约为5°,油藏埋深为1 600~2 100 m,地质储量911×104 m3,地层温度为74 ℃,地层水矿化度1 789~7 711 mg/L,地下原油黏度1.1~5.8 mPa·s,原油具有相对密度中等、含硫量低、胶质、沥青含量中等及含蜡量较高的特点。试验区共有29口井,其中注水井10口,平均注采井距400 m。目前综合含水高达90%。

3 起泡剂性能评价

起泡能力和泡沫稳定性是评价发泡剂性能的2个重要指标,起泡能力常用泡高反映,而泡沫稳定性常用半衰期来评价。实验用74℃条件下地层水将QP-1、QP-2、QP-3、QP-4四种发泡剂分别配制成浓度为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的溶液,采用改进Ross-Miles法(GB/T 7462-94) 法测定起泡及稳泡性能。实验结果如图 12所示。

图 1 不同浓度下4种起泡剂的高度
图 2 不同浓度下4种起泡剂的半衰期

实验结果表明,图 1所示4种起泡剂浓度在0.1%~0.5%变化时泡高变化均较大,而在0.3%~0.5%变化较小,考虑到起泡剂效果以及成本问题,起泡剂浓度选用0.3%。QP-2及QP-3在浓度为0.3%时,如图 2所示,起泡剂的发泡泡高虽然较高,但泡沫破裂较快;而QP-4型的发泡高度虽然在180 mm左右,但半衰期时间最长,并且不同浓度下半衰期相近均在220 s左右,泡沫半衰期相对稳定,说明泡沫的稳定性较好。综上所述,实验最终考虑采用QP-4型起泡剂,浓度为0.3%。

4 驱油实验研究

实验在地层温度(74 ℃)、压力条件下利用长岩心驱替装置研究水驱、注气驱、气水交替驱、氮气泡沫驱以及注聚合物段塞+氮气泡沫驱不同方式下采出程度。

驱油实验利用并联双管开展地层原油驱替实验研究[10]。测试衰竭、注水、注气、气水交替和注氮气泡沫、聚合物段塞调驱不同开采方式下地层原油的采收率及相应的变化规律,实验结果如图 3所示。

图 3 不同注入方式提高采收率能力对比图

实验结果表明:5组长岩心驱替实验中,水驱和注气驱效率最低,其次是气水交替驱,而聚合物段塞+氮气泡沫驱的综合采出程度最高。这主要是因为气水交替驱可以改善流度比,在一定程度上降低储层非均质的影响、增加波及效率;注氮气泡沫能较好地起到调剖调驱作用,提高原油采出程度;通过在注氮气泡沫前预先注入一个聚合物段塞,后续采用氮气泡沫与水交替注入形式,既可以改善流度比、增加波及效率又可以起到调剖调驱效果,从而最大限度地提高原油采收率。

5 现场应用

2011年4月,岐口17-2油田P18井开始注入聚合物前置段塞,5月转为气水交替复合驱,考虑现场注入压力不宜过高采用地下混合,注入方式为二油组注水和起泡剂,八油组注气,交替周期为30 d。P18井现场试验阶段注入氮气量为471×104m3,起泡剂95 m3;由于P18井位于边部,周围井网不完善,为进一步研究改项技术应用效果2012年9月在P21井进行现场试验。截至2013年底P21井现场试验阶段注入氮气量为698×104m3,起泡剂280 m3

实施后P18、P21井组均出现不同程度受效,最为明显的是产气量上升,现场检测产出气体中氮气含量波动幅度较小,最高含氮量为2%(本底浓度0.3%),按照国际标准气折算油后两井组已累计增油7 000 m3。两井组生产曲线如图 45所示。

图 4 P18井组实施效果
图 5 P21井组实施效果
6 结论

1) 通过起泡剂性能评价实验最终确定采用QP-4起泡剂,起泡剂浓度为0.3%。

2) 通过驱油实验研究确定通过在注氮气泡沫前预先注入一个聚合物段塞,后续采用氮气泡沫与水交替注入形式,可以最大限度的提高原油采收率。

3) 岐口17-2油田气水交替复合驱先导试验结果证实,现场实施累计增油7 000 m3。氮气泡沫对渗流通道有明显的调剖调驱作用,与注入水进行交替驱替,不仅发挥氮气泡沫驱优点,而且可以优化注水效果,该项技术在海上油田的成功应用,为海上油田提高采收率技术提供新的方法和思路。

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