稠油降粘冷采先导试验研究
Pilot Experimental Study on Heavy Oil Viscosity Reduction
DOI: 10.12677/nat.2024.143006, PDF, HTML, XML, 下载: 9  浏览: 73 
作者: 鲁改欣*:天津石油职业技术学院机械工程系,天津;谢洪顺:华油能源集团非洲项目部,北京;屈 鸣, 李俊键:中国石油大学石工院(北京),北京
关键词: 稠油纳米降凝剂冷采试验降粘吞吐Heavy Oil Nanocomposite Viscosity Reducer Cold Recovery Trial Viscosity Reduction Huff and Puff
摘要: 中石油在海外拥有的H区块,未动用的地质储量大于20 MMBL就有稠油藏7个,地层中原油自身粘度高,在现有生产条件下不能流出地层,无法动用。因此先在室内对稠油降黏实验,验证纳米复合降黏剂配方效果,再结合油藏数值模拟,优化冷采降黏吞吐工艺参数,通过研究稠油区油层特征,稠油性质,油井测试生产作业等情况后,优先在B1/3稠油区块选择先导试验井B-1,油井降黏措施后生产效果证明:目前降黏剂配方,工艺参数代表的稠油冷采技术有效成功动用了B1/3区块稠油。该井试验中涉及的各方面问题和对应措施为未来该区块或其他稠油区块动用起到了良好的示范。
Abstract: In the overseas H block owned by CNPC, there are 7 heavy oil reservoirs with unused geological reserves greater than 20 MMBL, and the crude oil itself in the formation has a high viscosity, which cannot flow out of the formation and cannot be used under the existing production conditions. Therefore, the heavy oil viscosity reduction experiment was carried out in the laboratory to verify the effect of the nanocomposite viscosity reducer formulation, and then combined with the numerical simulation of the reservoir, the cold recovery viscosity reduction huff and puff process parameters were optimized, and after studying the oil layer characteristics, heavy oil properties, and oil well test and production operations in the heavy oil area, the pilot test well B-1 was preferentially selected in the B1/3 heavy oil block, and the production effect of the viscosity reduction measures of the oil well proved that the heavy oil cold recovery technology represented by the current chemical formula and process parameters effectively and successfully used the heavy oil in the B1/3 block. The various problems involved in the well test and the corresponding measures have set a good example for the future production of this block or other heavy oil blocks.
文章引用:鲁改欣, 谢洪顺, 屈鸣, 李俊键. 稠油降粘冷采先导试验研究[J]. 纳米技术, 2024, 14(3): 47-58. https://doi.org/10.12677/nat.2024.143006

1. 引言

中国石油海外H区块,可以划分出上、下两大成藏组合。上部组合由B-R-K组组成,以R组下部的厚层泥岩为区域盖层,油气主要来自下部的M组和P组烃源岩,主要油层分布在R组和K组的砂岩中,以稠油藏或正常偏稠油藏为主,油气分布主要受构造控制,B组仅在局部盖层发育区形成重油油藏;下部组合由 M-P组构成,是“自生自储型”成藏组合,也是盆地主力成藏组合,以轻质油藏、凝析油气藏或气藏为主[1] [2]

截至2021年9月,区块油田日产稠油1360 m3,占总产量的8.2%,地面原油粘度(50℃) 153~ > 20000 mPa∙s,未动用的稠油区块25个,其中未动用的储量大于20 MMBL稠油藏就有7个,稠油储量较大,急需有效开发动用,如已开发未动用4个高储量油藏,M4,B1/3,R1和BN,除BN埋藏深(1633 m),其余油藏埋深400~600 m,砂岩储层,中高孔渗,API处于12~17之间,由于地层稠油粘度高,试油产量低(<50 bbl/day),一直等待合适的技术方法去动用。结合目前生产和开采技术条件,综合对比各种稠油开采方法[3]-[7],考虑经济因素,认为目前有必要进行纳米复合降粘剂化学吞吐冷采技术的先导试验。根据前期油田勘探试油结果,结合纳米复合降粘剂功能特性,选择在B1/3稠油区选井进行化学吞吐冷采的技术应用及研究。

2. 研究区地质油藏特征

B油田是一个典型的早期发育的构造调节带,发育北西向的沉积体系,晚期进一步被挤压,构造幅度增大,在浅层的K组发育稠油油藏,油层厚度一般大于30 m,最大厚度超过100 m [8]。B油田主要是由B1/3区,B-NE区,B-N1区三大区块构成。其中B1/3区选定为先导试验研究区。B1/3块稠油分布于K组中,含油叠加面积为4.86 km2,初期计算2P地质储量52.88 MMBL。

2.1. B区储层物性特征

B1/3块K组油层平均孔隙度 20.04%,平均渗透率68.88 md,为中孔、中渗油层。试验井B-1井K组稠油层受构造控制,油藏埋深510~630 m,储层物性好,平均孔隙度26%,平均渗透率2567 mD,属于高孔–高渗油层。

2.2. B区储层油藏温度与压力特征

1) 油藏温度

地表平均温度取27.3℃,计算出B1块地温梯度3.79℃/100m,油藏温度为71℃~91℃;

2) 油藏压力

据B1块多个深度点的压力测试数据分析,压力系数为1.07,属于正常压力系统。

2.3. B区流体性质

B井区正构烷烃系列出现缺失,且原油颜色较深,粘度较大,表现尤为明显,该区原油非烃 + 沥青质含量平均达到了22.74% [8]。油层埋深越浅,粘度越大,B-1井,542.0~554.0 m (K组),17.3˚~18˚ API;B-C2井,550.0 m,16.2˚ API,B-1井地面原油:15.8˚ API,地面原油密度0.95 g/cm3,50℃时粘度2951 mPa∙s,凝点12℃。地层水:矿化度5180 mg/L,NaHCO3型水型。

3. 稠油降粘实验研究

3.1. 纳米型降粘剂及其降粘机理

近年,纳米材料被证明在低温下可以用于稠油的降粘,纳米型降粘剂是近年来研究的重点。纳米型降粘剂可与稠油充分接触,从而降低稠油的粘度,提高稠油流动度。此外,纳米颗粒的特性使其可以同时作为吸附剂和催化剂高效的降低稠油黏度。将纳米流体注入多孔介质,会显著抑制稠油中胶质、沥青质的团聚沉淀和沉积[9]-[11]

相对于碱驱,聚合物驱,表面活性剂驱,或者它们组成的复合驱等稠油化学降粘驱油方法的不足,本次在B1/3稠油区块先导实验井,选择了双基、黑卡、小分子渗吸剂等纳米材料组成的复合纳米降粘剂驱油。

3.1.1. 双基纳米降粘剂降粘

双基纳米降粘剂作为一种既具有降粘、耐温、抗盐性能,又能通过增溶、乳化分散等作用来实现稠油降黏,进而提高原油采收率,地层伤害低 返排彻底,地层滞留少,在三次采油中具有广泛的应用前景。

双基纳米降粘剂降粘实验:

通过不同油井,不同粘度的油样在室内做静态和动态降粘试验,结果如表1。试验证明针对50℃脱气粘度 50000 mPa∙s以下稠油,1%~3%浓度静态降粘率 >95%;有效降粘温度:50℃~260℃;耐盐100,000 mg/L,耐Ca2+浓度50,000 mg/L。

Table 1. Dynamic and static test results of nano-double base viscosity reducer

1. 纳米双基降粘剂动静态试验结果

稠油油样

粘度(50脱气,mPa∙s)

静态降粘率(无搅拌)

动态降粘率(玻璃棒搅拌)

CX1-15

6314

95.7%

99.8%

CX1-19

8185

96.5%

99.8%

B27

58,760

97.1%

99.4%

B29

67,000

97%

99.3%

CG1-17

87,790

96.8%

99.4%

3.1.2. 纳米黑卡降粘剂降粘

是一种具片状结构、纳米尺寸的安全、稳定、经济、环保的纳米材料,用于稠油降粘,可以有效的提高流体驱替洗油效率及扩大波及体积。

1) 纳米黑卡结构及性能

纳米黑卡几何尺寸:约50 nm × 60 nm × 0.65 nm,其厚度只有0.65 nm,微观下成片状见图1,密度:4.8 g/cm3,溶于水后,每一片状微粒同时具有亲油性和亲水性,溶液PH值中性。

Figure 1. Nano-black card electron microscopy image

1. 纳米黑卡电镜下图像

由于纳米黑卡具有两亲性,而且属于纳米尺寸薄片,比表面大,界面活性强,它可以在油水界面形成多层吸附,强吸附能力既可以突破岩心孔隙内水膜或油膜,改变岩石表面的润湿性,又能克服毛管阻力,启动未动用油,黑卡进入岩心内自动置换出原油,因此具有润湿反转、两亲、乳化、降粘、降低界面张力,从而扩大波及等综合增油机理和效果,达到高效驱替的目的。

2) 纳米黑卡驱油降粘实验

地层动吸附实验:岩心参数:直径2.53 cm,长度9.95 cm,PV = 15 ml,K = 10 mD,流速0.1 ml/min,岩心质量118 g,岩心饱和水后注入0.5 PV片状纳米调驱剂,后续水驱。注入调驱剂总质量为0.375 mg。测量结果:水驱16/3 PV后,累计产出调驱剂质量为0.31725 mg,调驱剂滞留率小于15.4%;岩心动吸附/滞留量0.00049 mg/g岩心,普通活性剂0.05~0.08 mg/g岩心(比普通活性剂低100倍)。

采收率实验:水驱后浓度 0.005%纳米黑卡驱,使用不同渗透率岩心、在不同原油粘度下,测量结果显示平均提高采收率16.4%,见下表2

Table 2. Test result of improving recovery with nano black card flooding oil

2. 黑卡驱油提高采收率试验结果

原油粘度(cP)

岩心渗透率(mD)

水驱采收率(%)

水驱 + 黑卡驱总采收率(%)

黑卡提高采收率(%)

25

2.5

43.33

60

16.67

25

42.35

60.45

18.18

250

42.35

56.47

14.12

2500

45.47

57.19

11.72

100

2.5

37.62

52.12

14.50

25

37.50

53.75

16.25

250

40

53.75

13.75

2500

39.41

52.35

12.94

降粘实验:原油来自辽河油田月东B岛,实验效果:3:7加入0.005 wt%纳米黑卡溶液(地层水),常温下粘度13,160 mPa∙s,降至7 mPa∙s (降粘率99.95%),见图2

Figure 2. Black card viscosity reduction experiment

2. 黑卡降粘实验

4. 稠油降粘数值模拟研究

4.1. 建立单井数值模拟模型

以B区块实际静动态参数为依据,见表3,原油粘度采用B-1井实测值,根据施亚洲等人提出的稠油地面脱气原油粘度经验公式,并换算到地下原油粘度,50℃地面脱气粘度2950 mps,折算对应含气粘度1586.6 mps,模型参考深度585 m,对应参考压力5240 KPa,油水界面设定−290 m,相渗关系借用M4-1井岩心(原油粘度与B-1井类似),建立B-1井单井油藏数值模拟模型,见图3,开展稠油冷采体系降粘驱油跟踪评价。

稠油粘度经验公式:

ln μ o =0.193211+0.607236ln μ D o (1-1)

公式(1-1)内: μ o ——地层原油粘度;

μ D o ——地面脱气原油粘度;

Table 3. Based on the static and dynamic parameter table of B-1 well single well model

3. 基于B-1井单井模型静动态参数表

参数

数值

备注

整体网格尺寸,m

18

/

井周网格尺寸,m

2

/

整体网格数,个

67 × 30 × 93

/

模型顶深,TVD,m

513

/

孔隙度,小数

0.23

测井/储量计算数据

渗透率,mD

2000~6000

测井数据

地下原油粘度,cP

1560

折算数据

生产时间

2023.1~2023.2

Figure 3. Three-dimensional map of porosity distribution in B-1 well model

3. B-1井模型孔隙度分布三维图

4.2. 模拟效果研究

以定油方式进行吞吐模拟,针对产油量、累产油及井底压力等指标进行历史拟合,保证B-1井模型合理性,模拟结果如下,压力分布见图4,降粘模拟分布在2~17 m范围粘度变化见图5

Figure 4. B-1 well simmering end pressure distribution field

4. B-1井焖井结束压力分布场

4.3. 降粘参数敏感性研究

1) 日产油量模拟显示,日产油量较低时,随日产油量增加,累产油增幅明显,但日产油量当高于15~20 m3/d时,累产油幅度变缓,见图6图7

Figure 5. Viscosity reduction effect: the radius range is 2~17 m viscosity change

5. 降黏效果:半径范围为2~17 m粘度变化

Figure 6. Daily oil curve under different daily oil production conditions

6. 不同日产油量条件下日产油曲线

Figure 7. Cumulative oil production curve under different daily oil production conditions

7. 不同日产油量条件下累产油曲线

2) 焖井时间模拟,模拟显示在焖井6天的条件下,累产量最高,相应的降粘半径最大,见图8图9

Figure 8. The cumulative oil production corresponding to the simmering time

8. 焖井时间对应的累计产量

Figure 9. Simmered well for 2 days (left) and 6 days (right) conditions to reduce viscosity radius

9. 焖井2天(左)和焖井6天(右)条件下降粘半径

3) 吞吐注入液量规模模拟,模拟显示在总注入量600 m3以后累产量增幅增加明显,但是再提高注入量,有累产量增幅逐步降低趋势,随着注入量增加降粘半径相应增加,见图10图11

5. 矿场试验结果与分析

5.1. 试验区实验井选择依据

首批选择在油田B1/3区块的B-1井开展纳米降粘增产先导试验,该区上部地层K组稠油发育,埋藏浅,稠油粘度相对高,但储层物性好,之所以选择该井,主要是该井位于B块构造最高部位,稠油组层厚且连续,B-1井K组稠油层受构造控制,油藏埋深510~630 m,储层物性好,平均孔隙度26%,平均渗透率2567 mD,属于高孔–高渗油层,稠油属于重质油,原油地面原油:15.8˚ API,地面原油密度0.95 g/cm3,粘度高,50℃时粘度2951 mPa∙s,凝点低,凝点12℃。在注入降粘剂吞吐措施之前,井下生产目

Figure 10. Cumulative oil production at different injection volumes

10. 不同注入液量下的累产油量

Figure 11. Viscosity treatment radius at 400 m3 injection (left) and 800 m3 injection (right)

11. 400 m3注入量(左)和800 m3注入量(右)下的降粘半径

的层是稀油稠油层同时混采,稀油层(P组 + M组)可以泵抽流动,稠油层(K组)粘度高泵抽不可流动,B-1井于2014年11月16日在P投产,初期日产油439 bbl/d,但递减明显,生产期间油样分析对比认为,B-1井原油性质与试油时稀油分析结果一致,且生产过程中没有明显变化,上部稠油层K组在合采中没有明显产能贡献。后期该井生产气油比迅速上升到200 m3/m3以上,由于高气油比和地层供液能力低,该井与2016年9月停井生产,见图12

5.2. B-1降粘措施设计及施工

5.2.1. 降粘措施前油井作业准备

为了明确降粘剂要针对稠油层起降粘效果,油田作业部安排了下桥塞封隔修井作业,桥塞坐封后把下部稀油层(P + M组)和上部稠油层(K)封隔开,对稠油层段下完井管柱和螺杆泵生产。2022/11/23,修井作业,坐封7"桥塞在850 m,上面堆积3 m水泥,试压1450 psi 30分钟,2022/11/24,下入螺杆泵和73 mm EUE油管,再对上部K层组稠油层(542~591 m)实施降粘后投产生产。

为了验证稠油层稠油层泵抽是否可以流动,注入降粘剂作业前,该井2022年11月25日作业队开泵试

Figure 12. B-1 well production curve before viscosity treatment

12. B-1井降粘前生产曲线

抽,PCP试抽4小时,排液10.6 bbl,含水率100%,说明没有降粘剂该稠油层原油没有流动,该结果也表明该区高于Baobab-1井地下粘度的稠油不可动用。

5.2.2. 降粘吞吐措施设计

注入量:根据本井储层物性、井况和现场经验,确定处理半径约8 m,根据复合纳米降粘剂各自的降粘性能设计了4个注入段塞,见表4,计算降粘剂注入量为650方。

注入方式:油套环空注入,考虑上部稠油层渗透率差异影响,挤注排量按照尽可能大的排量0.15~0.5 m3/min注入,使上部稠油目的层段得到更均匀改造。

泵注程序:施工设备及药剂准备,套管环空井口高压管汇及搅拌供液罐连接泵车,安全会议及检查,试压,然后按照泵注程序表4施工。

Table 4. The viscosity reducer pumping into well procedure sheet

4. 降粘吞吐泵注入施工程序表

注入阶段

液体类型

浓度(%)

液量(m3)

合计()

注入排量(m3/min)

备注

反挤段塞1

复合纳米组分A

3

200

6

0.15~0.5

当施工压力接近9.5 Mpa,且持续上升趋势,应降低挤注排量或停泵待压力扩散后再注

反顶替

清水

25

0.15~0.5

停泵关井12小时

/

/

/

/

/

反挤段塞2

复合纳米组分B

1

100

1

0.15~0.5

反挤段塞3

复合纳米组分C

0.005

200

1

0.15~0.5

反挤段塞4

复合纳米组分D

0.4

100

0.4

0.15~0.5

反顶替

清水

25

0.15~0.5

合计

650

8,4

5.2.3. 降粘吞吐及焖井措施施工

注入药剂:2022年12月20日,按照施工设计与泵注流程,B-1井13:30分开始搅拌罐内配液,试压后正式开始泵注第一段塞,排量300~550 L/min,泵压5.8~9.1 MPa,施工过程中最高压力9.1 Mpa。至2022年12月22日早晨7:30结束全部降粘剂吞吐施工,耗时3天,共计完成4个设计段塞注入,使用4种纳米复合降粘剂,实际药剂使用8.4 t,注入地层溶液和顶替清水共计655.4 m3

关井焖井:注入完成,随机进入焖井阶段,停泵套压7.3 MPa,压力下降先快后慢,12月28日早晨9:00焖井6天结束(设计7天焖井),井口套压1.2 Mpa。

5.3. 油井降粘吞吐后生产情况

5.3.1. 油井投产及生产情况

2022年12月29日早晨8:45,开泵,转速70 rpm,频率33 Hz,生产排液测试正常,该井投产后初期日产量较高10 m3左右,含水率低,日产水2 m3,气液比高,257 m3/m3,随着生产,日产油逐渐下降至2~4 m3波动,日产水降为0 m3,日产气降为0 m3。生产曲线如图13

Figure 13. B-1 well production curve

13. B-1井生产曲线

另外,该井降粘措施之前,根据生产经验,预测日增油2.5 t,增产180天,预测累计增油450 t,实际上截至2023年6月29日,生产180天时,原油密度按照0.95 g/cm3,累计增油已达682 t。

5.3.2. 油井井口取样分析

B-1井地面井口取样化验,2022年12月31日分析化验原油性质,地面脱气原油,50˚时对应原油粘度2267.5 mpa∙s;2023年1月4日,1451.7 mpa∙s;2023年1月12日,2363.5 mpa∙s。该稠油井降黏处理成功,受油层非均质影响,注入油层的纳米复合降粘剂对稠油发生作用的作用机理不同,地层非均质油层里流动不同步,地面显现粘度的波动变化。

6. 结论

1) B1/3区,油井K组稠油层,如果50℃温度下地面脱气稠油粘度高于2950 mpa∙s折算到地层同温度下1560 mpa∙s的条件下,原来油稠泵抽不可流动,试验设计的降粘剂处理使稠油层可动用。

2) 试验结果显示,选用的降粘剂配方对油层内稠油起到了降粘作用,根据试验区油层特征和数值模拟结果,措施效果与施工规模成正比,600 m3降黏剂处理最优,焖井6天效果最好。

3) 对于试验区稠油井生产,为了获得更高产量,将考虑井下封隔器封隔稀油层,对稠油层实施化学降粘吞吐,措施后稀/稠油层合采,稀油层流出稀油会对稠油起到掺稀降粘的作用,从而提高油井的生产能力。

4) 该井降粘措施之前,根据生产经验,预计增油有效期180天,累计增油450 t,截至2023年6月29日,实际生产180天时,累计增油已达682 t,是预测值的1.5倍,稠油降黏先导试验,证明成功。

NOTES

*第一作者。

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