泡沫堵水技术在高含水油田研究应用.pdf
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1、-93-CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024中国科技信息 2024 年第 10 期三星推荐目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于 80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。常见
2、化学堵水手段包括无机化学沉淀堵剂、无机凝胶堵剂、聚合物堵剂、泡沫类堵剂以及多种复合手段,技术的核心问题在于堵剂能够顺利注入产水通道并形成强度足够的封堵结构。目前常规化学手段还存在选择性差、注入困难、施工复杂、难以破胶等问题,导致堵水成功概率不高,因此研究新型化学堵水体系十分必要。泡沫流体由于具有独特的结构,具有“堵水不堵油、堵高不堵低”的自控选择特性,具有良好的自选择性,向地层笼统挤入泡沫流体后,因为泡沫结构含气体、低阻力、膜层结构等物理特征,可优先进入大孔道;伴随温度升高、气泡膨胀、堆积结构强度快速升高,实现“二次强化”;泡沫体系中的有机高分子和聚合物进入地层后吸附在岩石表面,可以调整岩石润
3、湿性,相对降低水相流动能力,从而提高油(气)相流动能力,与此同时,泡沫流体还具有封堵强度可调、可注入性好、对地层伤害小等特点受到了研究人员的高度重视。本文针对 SX 油田 A 井进行了泡沫堵水技术的研究工作,并成功进行了现场实施,增油降水效果明显,为解决此类层内水窜问题提供了技术保障。油田地质特征SX 油田发现于 1987 年 9 月,位于辽中凹陷中段的凹中反转带上,被辽中1号断层分为东西两个构造带,西陡东缓,纵向上构造具一定的继承性,主要发育断背斜、断块、断鼻等圈闭。西块主要含油层位为东营组,东块主要含油层位为东营和沙河街组。物源主要来自东部的复州水系。以构造层状油藏为主,东块发育地层油藏,
4、部分单元受岩性、构造双重作用,部分单元具气顶。储层为高孔中高渗储层,地面原油密度达 0.975g/cm3,地层原油黏度约 262mPas,属重质稠油。地质构造陡,呈窄条状分布,油层厚度大,隔夹层发育,层间非均质性强,原油黏度大,层间干扰严重,导致含水上升过快。行业曲线开放度创新度生态度互交度持续度可替代度影响力可实现度行业关联度真实度泡沫堵水技术在高含水油田研究应用李立冬 梁 拓李立冬1 梁 拓21.中海油田服务股份有限公司上海分公司2.西安石油大学石油工程学院李立冬(1970),河北武邑,硕士研究生,采油工艺工程师,研究方向:油气田开发。中国科技信息 2024 年第 10 期CHINA SC
5、IENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024-94-三星推荐泡沫封堵体系优选起泡剂体系优选本文选择了 3 种起泡剂体系,分别评价了其静态性能和动态性能,最终优选出最佳起泡剂体系。起泡剂静态性能评价将 3 种起泡剂体系编为 13 号,分别配制 0.3%、0.5%和 1.0%三种浓度,采用 Waring Blender 法测试 3 种起泡剂体系的起泡体积、泡沫半衰期和析液半衰期,具体实验结果见表 1。表 1 起泡剂静态性能评价结果起泡剂类型起泡剂浓度/%起泡体积/ml泡沫半衰期/min析液半衰期/min10.355516180.5586178915931829
6、20.3410455150.54424792314604902830.3509179100.55711681016121199如表 1 所示,随着起泡剂浓度增大,3 种起泡剂体系的起泡体积都逐渐增加,并且 2 号体系较 1 号和 3 号体系的起泡体积略小,但 2 号体系的泡沫半衰期和析液半衰期显著优于 1 号和 3 号体系,表明 2 号体系生成的泡沫体系性能最为稳定。起泡剂动态性能评价选择 3 种起泡剂体系,设置浓度为 0.5%,气液比为 3:1/2:1/1:1/1:2/1:3,采用岩心驱替实验考察起泡剂体系的阻力因子,具体实验结果见表 2。表 2 起泡剂动态性能评价结果气液比阻力因子1 号起
7、泡剂2 号起泡剂3 号起泡剂3:18598872:17281741:15666621:24858511:3424536如表 2 所示,3 种起泡剂体系的阻力因子都随着气液比减小而减小,并且在相同气液比条件下 2 号起泡剂体系的阻力因子最大,表明 2 号体系的封堵能力最强。综合起泡剂体系的静态和动态性能评价结果,选择 2 号起泡剂体系为施工用起泡剂。稳泡剂筛选根据 SX 油田 A 井的地质油藏特点,需采用增强型泡沫体系以增加其在储层条件下的封堵强度,保障措施效果。为进一步增加泡沫体系强度,筛选了 3 种稳泡剂体系开展性能评价,具体实验结果见表 3 和表 4。表 3 不同浓度条件下稳泡剂性能测试结
8、果类型浓度(mg/L)1 0002 0003 0004 0005 000稳泡剂 16.925.760.8139.4233.5稳泡剂 24.410.924.748.892.1稳泡剂 33.914.836.974.3191.0表 4 不同温度条件下稳泡剂性能测试结果类型温度()温度损失率(%)506070稳泡剂 161.560.956.216.91稳泡剂 224.424.820.723.54稳泡剂 343.836.529.831.76由表 3 和表 4 可知,3 种稳泡剂体系中稳泡剂 1 的增粘能力最佳,并且其温度损失率最小,因此优选 1 号稳泡剂为本次施工用稳泡剂。体系复配评价在上述实验基础上,
9、将优选出的 2 号起泡剂与 1 号稳泡剂进行复配后评价其封堵能力,并与单一泡沫体系的封堵能力进行对比,具体实验结果如表 5 所示。表 5 泡沫堵水实验测试结果不同体系渗透率/10-3m2封堵压差/MPa后续水驱压力/MPa阻力因子残余阻力因子普通泡沫2 2180.690.28179.545.3强化泡沫2 3951.210.62266.3150.1由表 5 可知,可见通过起泡剂与稳泡剂的复配,配方的幅度强度明显增强:阻力因子增加到 1.6 倍,残余阻力因子增加到 3.1 倍。可见加入稳泡剂后,明显地提高了泡沫的封堵强度和残余封堵能力,保证现场施工中有效建立封堵压差,封堵出水层位,并延长作用有效期
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