相滲透率改善劑在高含水油井提高高含水油井采收率

1、相滲透率改善劑在高含水油井提高高含水油井采收率一、前 言 目前，大慶油田已進(jìn)入高含水開采階段，2005年底全油田綜合含水達(dá)89.7%，喇薩杏油田主力油層含水已達(dá)到92.1%，迫切需要穩(wěn)油控水、提高采收率的相關(guān)技術(shù)的不斷進(jìn)步。 相滲透率改善劑(RPM)具有不等比例降低油水相滲透率的性能特點(diǎn) 。R. Seright、J.Liang、等專家都對(duì)其機(jī)理進(jìn)行了研究，研究成果表明當(dāng)相滲透率改善劑注入巖石孔隙后，使水相滲透率大幅下降，而對(duì)油相滲透率降低很少，并且，巖石孔隙中充滿凝膠后，即使后續(xù)的水無法通過凝膠，而油滴卻可以克服毛管力穿透凝膠。 國(guó)外主要應(yīng)用相滲透率改善劑進(jìn)行選擇性堵水施工，在出水層位不明確、

2、套管狀況較差或完井方式不合適等情況下，無法采用封隔器進(jìn)行分層處理，采用相滲透率改善劑籠統(tǒng)注入地層，解決層內(nèi)及層間矛盾。利用相滲透率改善劑不等比例降低油水相滲透率的特點(diǎn)，通過改變油水相滲關(guān)系，可以達(dá)到降低油井含水，提高采收率挖掘高含水期厚油層剩余油的目的。 二、改善劑性能評(píng)價(jià)2.1 改善劑的組成配方體系初始粘度/mPa.s成膠粘度/mPa.spHRPM250035112316.8-7.0RPM1500251443.56.8-7.0RPM100075503.66.8-7.0RPM5003871.56.8-7.0 經(jīng)過篩選，篩選出的改善劑體系包括聚合物，有機(jī)鉻交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑、橋聯(lián)劑等，采用不同濃度的

3、聚合物形成的相滲透率改善劑體系性能如下:相滲透率改善劑配方性能2.2改善劑的DPR效果 采用一維均質(zhì)巖心模型，進(jìn)行油水循環(huán)驅(qū)替的實(shí)驗(yàn)，篩選了配方體系，并測(cè)定巖心中注入相滲透率改善劑前后水驅(qū)、油驅(qū)的壓力變化，計(jì)算油相、水相端點(diǎn)滲透率，即，束縛水條件下的油相滲透率和殘余油飽和度下的水相滲透率，以及殘余阻力系數(shù)Frro、Frrw，即，注入相滲透率改善劑前后油相端點(diǎn)流度的比值、水相端點(diǎn)流度的比值，評(píng)價(jià)相滲透率改善劑不等比例降低油水滲透率的性能2.2改善劑的DPR效果相滲透率改善劑體系不等比例降低油水相滲透率性能配方體系Kw/10-3m2Ko/10-3m2Kgw/10-3m2Kgo/10-3m2Frrw

4、FrroFrrw/FrroRPM2500148.7217.660.01370.5510880.22395.7527.50RPM1500148.7256.530.02181.116832.70231.1129.56RPM1000141.95358.990.05631.602522.69224.3711.24RPM500141.95287.310.38086.52372.7244.08.47注：Ko、Kw為注入RPM前油、水相滲透率；Kgo、Kgw為注入RPM后油、水相滲透率；Frro、Frrw為油、水相殘余阻力系數(shù)。 實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，相滲透率改善劑具有顯著的不等比例降低油水滲透率的性能，水相滲透率

5、降低幅度是油相滲透率降低幅度的8.4727.5倍。2.3改善劑降低含水率效果 采用一維均質(zhì)巖心模型和聚合物濃度為500ppm的相滲透率改善劑進(jìn)行了物理模擬實(shí)驗(yàn)，分別在含水98%和85%條件下，注入1/6、1/4、1/3PV相滲透率改善劑，研究了相滲透率改善劑在不同時(shí)機(jī)、不同注入量下降低含水率的效果2.3改善劑降低含水率效果 注入相滲透率改善劑后含水率變化RPM注入量PV注入改善劑前含水率fw0注入改善劑后含水率fw含水率降低幅度fw1/30.8670.2910.5761/30.9820.7330.2491/40.8750.6300.2451/40.9840.9170.0671/60.8690.

6、5640.3051/60.9870.9150.072 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，在注入量相同的條件下，水驅(qū)含水率87%條件下注入相滲透率改善劑比在含水率達(dá)到98%條件下注入相滲透率改善劑含水率降低幅度大；在注入時(shí)含水率相同的條件下，相滲透率改善劑注入量越多，含水率降低幅度越大。 2.4改善劑提高采收率效果 采用聚合物濃度為500ppm的相滲透率改善劑進(jìn)行了物理模擬實(shí)驗(yàn)，研究了相滲透率改善劑不同注入量、不同措施時(shí)機(jī)對(duì)提高采收率效果的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，相滲透率改善劑注入量越大，注入時(shí)的含水率越低，殘余油飽和度越低、采收率提高幅度越大，最終采收率越高水驅(qū)結(jié)束時(shí)RPM注入量(PV)RPM后水驅(qū)結(jié)束時(shí)含水率fw含

7、水飽和度Swi殘余油飽和度Sor采收率殘余油飽和度降低幅度So殘余油飽和度Sor采收率提高的幅度 最終采收率0.8520.3070.4010.4221/60.0410.3600.0580.4800.8750.2690.4630.3541/40.1370.3260.1820.5360.8670.2890.4310.3951/30.1560.2750.220.6150.9870.2940.4550.3821/60.0370.4180.0570.4390.9840.2610.5150.3271/40.1230.3920.1910.5180.9820.2960.4700.3881/30.0910.37

8、90.1530.541提高采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果2.4改善劑提高采收率效果 在以上實(shí)驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，在長(zhǎng)方巖心表面的軸線方向上鉆取巖樣，含油飽和度測(cè)定物理模型。抽提模擬油、測(cè)量巖樣含油飽和度，作出含水飽和度隨巖心長(zhǎng)度變化的關(guān)系曲線，并與注相滲透率改善劑前水驅(qū)進(jìn)行相比。含油飽和度測(cè)定物理模型2.4改善劑提高采收率效果 從水飽和度變化曲線可以看出，水驅(qū)時(shí)，隨著距注入端的距離增加，水飽和度逐漸增大，達(dá)到一定距離后，由于重力分異作用，波及系數(shù)逐漸減小，水飽和度降低，在巖心出口端，由于末端效應(yīng)，水飽和度略有升高。注入相滲透率改善劑后,巖心水飽和度呈上升趨勢(shì)，而且距離出口端越近，水飽和度越高。含水飽和度隨巖心長(zhǎng)度

9、變化的關(guān)系曲線 水飽和度的這種變化規(guī)律是由于相滲透率改善劑具有不等比例降低油水滲透率的作用，使流向出口端的水聚集在相滲透率改善劑段塞中或段塞的前緣，造成在巖心出口端水飽和度增加。在不同含水率下注入改善劑,含水率為88.3% 時(shí)相滲透率改善劑作用影響的區(qū)域高于含水為 98.4% 時(shí)的區(qū)域。因此，注入相滲透率改善劑時(shí)含水率低，相滲透率改善劑作用的區(qū)域范圍大，含水飽和度最大值高，采收率提高幅度大。三、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果分析 3.1施工工藝 為保證效果，將其與壓裂、堵水工藝相結(jié)合。以大慶油田第一采油廠北1-丁5-P34井為例，目的層PI1-2層厚10.1m，下部942.1945.3m含水飽和度最高，為63%

10、69.7%，中上部936.2942.1m含水飽和度為29.6%44.8%。為挖潛中上部剩余油，開展改善劑結(jié)合改善劑的性能特點(diǎn)，確定施工方案如下： a. 封堵葡1-2層 b. 向葡1-2層注入RPM c. 壓裂葡1-2層 d. 沿壓裂裂縫注入RPM3.1施工工藝 措施層產(chǎn)液剖面處理：設(shè)計(jì)注入堵劑25.0m3，封堵油層底部高滲部位,注入相滲透率改善劑120m3，對(duì)整個(gè)產(chǎn)液剖面進(jìn)行相滲透率改善處理。 壓裂施工：設(shè)計(jì)壓裂液用量220 m3、石英砂37.0m3、樹脂砂3.0m3，支撐裂縫長(zhǎng)度65.2m。 裂縫相滲透率改善劑處理：設(shè)計(jì)相滲透率改善劑用量660m3，在壓裂裂縫周圍形成相滲透率改善劑處理帶。3

11、.2 效果分析119198日產(chǎn)液(t)1.03.8日產(chǎn)油(t)綜合含水(%)80154措施前措施后2.14135162.82.81.899.298.115497.91.11.3目 前累計(jì)增油1000t 同時(shí),采出液化驗(yàn)分析表明,氯離子濃度從措施前537.9mg/L上升到904.5mg/L，礦化度由4115.7 mg/L上升至措施后的4956.8mg/L，說明油層中有新的部位得到動(dòng)用。 四、結(jié)果與討論 結(jié)論 、篩選出的改善劑體系包括聚合物,有機(jī)鉻交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑、橋聯(lián)劑等,實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,相滲透率改善劑具有顯著的不等比例降低油水滲透率的性能,水相滲透率降低幅度是油相滲透率降低幅度的倍 、相滲透率改善劑