海上高含水大液量水平井凝胶堵水数值模拟_万小进.pdf
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1、断块油气田2023年5月收稿日期:2022-11-10;改回日期:2023-03-21。第一作者:万小进,男,1987年生,硕士,主要从事采油工艺方面的研究。E-mail:。通信作者:贾虎,男,1983年生,教授,博士,主要从事油田化学与提高油气采收率、储层保护与改造领域科研工作。E-mail:tiger-。引用格式:万小进,黎棚武,吴绍伟,等.海上高含水大液量水平井凝胶堵水数值模拟J.断块油气田,2023,30(3):466-474.WAN Xiaojin,LI Pengwu,WU Shaowei,et al.Numerical simulation of gel water shutoff
2、 in offshore horizontal wells with high water cut and largeflowJ.Fault-Block Oil&Gas Field,2023,30(3):466-474.Numerical simulation of gel water shutoff in offshore horizontal wells with high water cutand large flowWAN Xiaojin1,LI Pengwu2,WU Shaowei1,PENG Dongyu1,CHENG Limin1,JIA Hu2(1.Zhanjiang Bran
3、ch of CNOOC Ltd.,Zhanjiang 524057,China;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology andExploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)Abstract:The chemicalwater shutoffofhorizontalwells under complex conditions has many uncontrollable factors,harsh constructioncondition
4、s and low water shutoff success rate.For these problems,the physical experiment and numerical simulation are used in thispaper.The water shutoff effect research with nano phenolic gel in core dimension is carried out,and the gel water shutoff mechanismmodelissetupbyconsidering the crosslinking react
5、ion and adsorption theory.Then,the Langmuir isotherm adsorption coefficient,rockmaximum adsorption and residual resistance factor are obtained by fitting experiment data.Taking Well A8H1,a horizontal well withlarge flow(1,000m3)andhighwatercut(90%),inWenchang 19-1oilfieldasanexample,the numericalmod
6、elofwater shutoffin singlewell is established by grid infusing near well zone for studying the influencing factors of gel water shutoff effect in horizontal well.Theresults show thatthe optimaldrug dosage for wellA8H1 is 250 m3,which is limited by the adsorption level of actual reservoir rocks.Thesm
7、aller the water cut of the oil well,the lower the production pressure difference and formation permeability ratio,and the better the gelwater shutoffeffectofhorizontalwell.The research results can provide guidance for the selection oftargetwells for gel water shutoff andthe designoftechnologicalsche
8、me inthe similarcomplicatedhorizontalwells.Key words:large flow;horizontal well;gel;water shutoff;experimental research;numerical simulation海上高含水大液量水平井凝胶堵水数值模拟万小进1,黎棚武2,吴绍伟1,彭东宇1,程利民1,贾虎2(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东 湛江524057;2.西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川 成都610500)基金项目:霍英东教育基金会第十七届高等院校青年教师基金项目“离子液体纳米复合凝胶的构
9、筑及堵水堵漏机理研究”(171043)摘要复杂条件下的水平井化学堵水不可控因素多,施工条件苛刻,堵水成功率低。针对这些问题,文中采用物理实验及数值模拟,开展岩心尺度纳米酚醛凝胶堵水效果研究,建立了考虑交联反应、吸附理论的凝胶堵水机理模型,通过实验数据拟合,获取了Langmuir等温吸附系数、岩石最大吸附量和残余阻力系数等关键参数。以文昌19-1油田典型大液量(大于1 000 m3)、高含水率(大于90%)水平井A8H1井为例,通过近井地带网格加密建立单井堵水数值模型,开展水平井凝胶堵水效果影响因素研究。结果表明:堵剂用量受实际油藏岩石的吸附水平限制,A8H1井最优堵剂用量为250 m3;油井含
10、水率越低,生产压差和地层渗透率级差越小,水平井凝胶堵水效果越好。研究成果可为类似复杂水平井凝胶堵水选井及工艺方案设计提供参考。关键词大液量;水平井;凝胶;堵水;实验研究;数值模拟中图分类号:TE53文献标志码:A0引言在油气田开发中后期,过度产水不仅会严重影响油气田的开采寿命及油气产量,而且会造成井眼腐蚀、出砂等问题,导致开发效益降低1。为了增加井筒与油气藏接触面积从而实现增产目的,水平井的使用与日俱增2-4。与传统井不同,水平井一旦见水,含水率将迅速上升3,5-6,堵水需求更为迫切。近几年来,尽管控水doi:10.6056/dkyqt202303014断块油气田FAULT-BLOCK OIL
11、 GAS FIELD第30卷第3期第30卷第3期技术(机械、化学堵水)发展迅猛7-8,但聚合物凝胶在油田上的运用依旧最广泛9-12。研究发现,一些材料如粉煤灰(CFA)、纳米SiO2颗粒等,可以增强凝胶强度,从而提高封堵效果13-14。然而,某些凝胶的堵水性能,特别是其降低油水相对渗透率的能力(DPR)需要在合适的条件下才能充分发挥15。1993年,Hwan16针对底水锥进和注入水水窜导致的过量产水问题,运用数值模拟方法研究了凝胶堵水的有效性和适用性。1998年,张明水等17通过基于地质数据建立的单井数学模型,对比研究了油水井堵水效果的影响因素。2007年,Sydansk和Seright18分
12、别针对直井和水平井总结了通过调整油水相对渗透率实现成功堵水的条件,然而这些条件在复杂井况下(如大液量、高含水等)的适用性还值得商榷。2017年,Alfarge等19通过模拟凝胶DPR油水路径分离机制,建立了线性流和径向流模型,确定了影响凝胶降水增油效果的影响因素。在后续的研究中,Alfarge等15,20基于油水路径分离机制进一步模拟研究了直井中适用凝胶DPR处理的各方面条件。2018年,刘晓强等21提出了一种通过径向井引导堵剂注入油井的堵水新工艺,并通过数值模拟探讨了该方法实现降水增油效果的成功条件。2019年,Suleimanov和Feyzullayev22考虑毛细现象、残余阻力系数和堵水
13、剂渗透深度等因素,建立了堵水模型用于研究堵水的有效性。这些研究表明,堵剂的堵水效果不仅依赖于堵剂本身的性能,而且与储层条件和注入工艺等多方面因素有关。然而,目前的研究多集中于常规直井而少见于复杂水平井。由于水平井生产段较长且见水后含水上升快,控水难度较大,特别是井况复杂如大液量、高含水等,对堵剂性能和施工工艺的要求更高。因此,本文在非均质岩心堵水实验基础上,结合凝胶吸附模型,运用数值模拟研究了岩心尺度纳米复合凝胶的堵水效果,并以文昌19-1油田典型的大液量、高含水水平井A8H1井主力生产层ZJ2-1油组为例,分析了水平井凝胶堵水效果的影响因素,旨在为类似复杂条件下水平井凝胶堵水目标井选择以及工
14、艺方案设计提供借鉴和参考。1凝胶堵水模型1.1凝胶吸附模型1.1.1反应速率模型在CMG的STARS模拟器中,堵水凝胶是通过交联剂(X-linker)和聚合物反应生成的,并通过反应速率常数控制反应速度。反应速度越快,相同时间内生成的凝胶越多,凝胶在未达到吸附平衡前的可吸附量越多。若已知各组分质量浓度,基于Scott反应速率模型23为1C1dC1dt=-kC1C2(1)1C2dC2dt=-kC1C2(2)1C1+C2()dC3dt=kC1C2(3)其中C3=kC1C2 C1+C2()t1+kC1C2t(4)式中:C1,C2分别为聚合物、交联剂的初始质量浓度,mg/L;C1,C2,C3分别为聚合物
15、、交联剂、凝胶的质量浓度,mg/L;k为速率常数;t为时间,s。反应生成一半凝胶所需的时间t1/2为t1/2=1kC1C2(5)1.1.2Langmuir等温吸附模型在STARS模拟器中,凝胶吸附可以通过2种方法进行模拟。第1种是在模型中插入组分质量浓度与吸附量实验数据对照表;第2种是Langmuir系数法。然而第1种方法存在的问题是,实验室条件下量化得到的吸附量无法扩大到现场规模,因为实验室中获取的凝胶吸附量与现场实际的吸附量有明显区别15。因此,本文采用Langmuir系数法模拟凝胶吸附。由于吸附与凝胶和岩石性质(密度、矿物学)密切相关,因此Langmuir系数法需要输入描述凝胶性质的La
16、ngmuir等温参数和描述岩石性质的参数,如表1所示。表1Langmuir系数法相关参数Table 1Correlation parameters of Langmuir coefficient methodLangmuir等温参数中,tad2一般取0,tad3110-15。凝胶在孔隙中的吸附量(AD)可由Langmuir吸附等温类别参数名称符号Langmuir等温参数Langmuir等温吸附方程第一参数tad1Langmuir等温吸附方程第二参数(与盐效应有关)tad2Langmuir等温吸附方程第三参数(为热力学平衡常数)tad3岩石相关参数最大吸附量ADMAXT残余吸附水平ADRT可及孔
17、隙度PORFT残余阻力系数RRFT万小进,等.海上高含水大液量水平井凝胶堵水数值模拟467断块油气田2023年5月方程给出:AD=tad1+tad2nacl()ca1+tad3ca(6)式中:nacl为地层水盐度;ca为吸附组分的摩尔分数。岩石相关参数中,ADRT=0时表示吸附完全可逆,ADRT=ADMAXT时表示吸附完全不可逆;PORFT取值范围01;RRFT可以描述凝胶处理后引起的渗透率下降,其值为封堵前后被阻相(通常是水相)在多孔介质中的流度比19:RRFT=ba(7)式中:b,a分别为封堵前后被阻相在多孔介质中的流度,m2/(mPas)。渗透率降低系数用来描述凝胶吸附导致的渗透率降低程
18、度。水的相对渗透率降低系数RKw可由式(8)计算,同理可计算油、气的相对渗透率降低系数。RKw=1+RRFT-()1 ADADmax(8)式中:ADmax为凝胶在孔隙中的最大吸附量,mol/cm3。凝胶封堵后,多孔介质中水的相对渗透率可由式(9)计算,同理可计算凝胶封堵后的油、气相对渗透率。Kw=KKrwRKw(9)式中:K为绝对渗透率,10-3m2;Krw为封堵前水的相对渗透率。1.2凝胶堵水实验凝胶堵水实验装置如图1所示,由注入系统、温度控制系统、岩心夹持器组成。为研究凝胶在非均质岩心中的堵水性能,结合A8H1井主力生产层ZJ2-1油组上下层物性好、中间层物性差、层间矛盾突出的特点(见表2
19、),定做了三层非均质岩心(见图2)。实验堵剂采用纳米酚醛凝胶,配方为1.0%纳米材料+2.0%聚丙烯酰胺+1.0%酚醛交联剂。纳米酚醛凝胶在105 烘箱中老化12 h后达到终凝状态。图1驱替装置示意Fig.1Schematic diagram of displacement equipment表2A8H1井主力生产层ZJ2-1油组平均渗透率Table2Averagepermeabilityofmainpayzone ZJ2-1 memberinWellA8H1图2三层非均质岩心Fig.2Heterogeneous core of three layers实验流程:1)测量干的三层非均质岩心质量
20、,然后在真空加压饱和装置中将岩心饱和地层水24 h后取出,再测量湿岩心的质量,根据质量差计算岩心孔隙体积;2)将三层非均质岩心接入实验装置中,并注入0.65 PV模拟油驱替岩心中的地层水,在岩心中建立与ZJ2-1油组相同的初始含油饱和度65%;3)进行地层水驱油实验,驱替流量为1 mL/min,每间隔1 min记录量筒中油水两相体积,并计算含水率,至产出流体含水率大于90%时结束;4)水驱油结束后,反向连接岩心夹持器,从出口端以1 mL/min流量向三层非均质岩心中注入0.2 PV纳米酚醛凝胶,然后将岩心加持器置于105 烘箱老化12 h;5)凝胶老化完成后,将岩心夹持器正向接入驱替装置,进行
21、地层水驱油实验,驱替时流量为1 mL/min,每间隔1 min记录量筒中油水两相体积,至量筒中油量不再增加,并计算含水率。所有实验步骤均在A8H1井地层温度(105)条件下完成。1.3堵水模型参数获取在CMG的STARS模块中建立等效三层非均质岩心模型。模型采用Cartesian网格坐标,网格数量为3013,I,J,K方向上每个网格尺寸分别为1.0,4.5,1.5cm(见图3)。考虑到凝胶需要反向注入,在模型两端均设置有注入井INJ和生产井PRO。在水驱油过程中,注入水从网格(30,1,1)的INJ1注入,流向网格(1,1,1)的PRO1;在注入堵剂的过程中,堵剂由网格(1,1,1)的INJ2
22、注入,流向网格(30,1,1)的PRO2。该等效三层非均质岩心模型的渗透率从上到下分别设置为78010-3,3010-3,60010-3m2;模型只考虑油水两小层编号厚度/m平均渗透率/10-3m2130768.82138294.6316032.0434320.0544602.0468第30卷第3期相,每个网格初始含油饱和度均为65%;模型生产井以实验数据为历史数据采取定液量生产,注水井流量为1 mL/min,与实验注入水流量相同。图3等效三层非均质岩心模型Fig.3Model of equivalent three layers heterogeneous core对含水率和累计产油量进行拟
23、合,主要分为2个过程:1)注堵剂前的一次驱油过程。该过程主要考虑油水两相渗流特征,通过调节油水相渗曲线实现拟合,相渗曲线最终优化结果如图4所示。2)注堵剂后的二次驱油过程。该过程需要考虑凝胶吸附作用,凝胶吸附作用由凝胶吸附模型控制,因此该过程主要通过调节凝胶吸附模型中的相关参数实现拟合。各参数最终调整结果如表3所示,拟合结果见图5。从累计产油量和含水率曲线拟合情况来看,拟合效果较为理想。图4等效岩心模型相渗曲线Fig.4Relative permeability curve of equivalent core model表3Langmuir系数法相关参数调整结果Table 3Adjusted
24、 results of parameters for Langmuir coefficients methoda累计产油量b含水率图5等效岩心模型拟合情况Fig.5Fitting results of equivalent core model从图5可以看出:一次驱油过程中,含水率迅速上升并到达高位(大于90%),长岩心累计产油量曲线变缓,说明岩心中建立了优势通道,注入水沿着高渗通道窜进;在注入堵剂过程中停止生产,出现含水率突降至0和累计产油量曲线无变化的现象;堵剂注入后进行二次驱油,可以明显看到含水率曲线下降,说明纳米酚醛凝胶具备较好的堵水效果;此后,由于吸附在岩石表面的凝胶层受到冲刷变薄甚
25、至脱离,对水相的封堵能力降低,使得含水率回升。3个阶段的数值模拟结果(左)和实物照片(右)对比见图6。从一次驱油过程(见图6a)可以看出:注入水优先进入三层非均质岩心的高渗层并沿着高渗层窜进,导致含水率快速上升到达较高水平;实物图中,岩心上下两层存在大量被注入水冲刷干净的区域(红圈标记处)证实了该观点;同时,由于三层非均质岩心中间的低渗层仅有较少的注入水波及,该层模拟油少有动用,使得该层岩心颜色未出现较大变化,此时岩心的模拟油采收率较低。从堵剂注入过程(见图6b)可以看出:纳米酚醛凝胶注入岩心后,会优先进入高渗层,在高渗通道的岩石表面形成凝胶吸附层,而在低渗层注入端形成堆积,无法进入低渗层(红
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