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南堡35—2油田稠油化学吞吐降粘技术研究应用

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南堡 35 油田 化学 吞吐 技术研究 应用
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24 2009年第5期 新技术 史斌 易飞 黄波(中海石油能源发展股份有限公司采油工程研究院天津300450) 南堡35—2油田 稠油化学吞吐降粘技术研究应用 【|绍了稠油化学吞吐降粘的作用原理、工艺过程及渤海南堡35—2油田结了与化学吞吐剂的适应性评价过程,在此基础上,对获得了成功,同时对 现场降粘效果和油井增产情况进行了分析评价。 【关奠词】渤海油田 南堡35—2稠油降粘化学吞吐乳化降粘 稠油是指在油层温度下粘度大于100 的脱气原 油,但通常都在1 000 以上,其突出的特点是含沥青 质、胶质较高。稠油由于粘度高,流动阻力大,不易开采 。我国 海上油田中稠油油藏主要分布在渤海油田,其中渤海南堡 35—2油田属于重质稠油油田,是中海油在油田开发中所面临 的最具挑战性的稠油油田。 目前国内外在稠油开采过程中常用的降粘方法有加热 法、掺稀油法及化学药剂降粘法。其中,化学吞吐降粘技术具 有工艺简单、投资少、见效快的特点,比较适合海上油田稠油 降粘的现场应用。 1 油田储层特征 南堡35—2油田古生界基底之上沉积了下第3系东营组、 上第3系馆陶组、明化镇组和第4系地层。东营组和馆陶组地 层在本油田发育不完整。 主力油层段发育于明化镇组下段与馆陶组顶部,厚约500 m。 1.1明下段储层特征 明下段储层具高孔高渗的特征:孔隙度主要分布于24%~ 45%之间,平均37.8%,渗透率在1005 000m 之间, 平均1 664X 1O。u m 。储集空间以原生扩大粒问孔为主,局 部发育有溶孔,颗粒间为点状接触,孔隙式胶结,孔隙连通性 较好。 明下段透率较高,孔隙连通性较好,孔喉 半径较大,压汞曲线多呈粗歪度,排驱压力、饱和度中值压力 较低。 1.2馆陶组储层特征 馆陶组储层同样具有高孔高渗的特征,孔隙度主要分布于 30%~38%之间,平均孔隙度34 1%,渗透率在1 105 000间,平均渗透率965储集 空间以原生孔隙为主,孔隙连通性较好。 2 油田.1 1井是油田南区一口定向井,于2006年2月 25日投产,生产层位油组,射开厚度32.8 m,电泵生 产,投产后该井生产稳定,初期日产油15 m。左右,含水7%, 生产过程中产量有所下降。2007年5月动液面垂深650 m, 日产液10.5 m。,日产油7.5 m。,出现供液不足现象。 分析原因后认为,由于该井原油粘度较大,地层流动困 难,在正常生产压差下,流动速度较低,致使出现地层供液不 足现象。 2.2 1井原油具有粘度高、密度大、凝固点低、含蜡量低的特 点,属重质稠油。原油物性见表1。 表1 l 地面原油密度 地面原油粘度 含水% 含蜡% 胶质% 沥青质% 凝固点℃ I (20~C/50 )g/(-m s l 0.968 7/0.949 6 2 207 8 1.26 15.74 6 1 2 2.3 1井生产层位为明化镇组明下段油组,共射开4 个小层,射开油层斜厚83.7 m,垂厚32.8 m,但层间渗透率差 异较大,最大2 329 X 10。m ,最小不足100 X 1O_。u m 。储 收稿日期:2009—09—06 层物性见表2。 3稠油化学吞吐降粘作用机理 3.1 降低稠油流动阻力。在近井地带形成压降漏斗 由于注/',55层的化学吞吐液有非常强的乳化降粘作用,它 使得油层内稠油乳化咸水包油乳状液体系,从而使稠油的流动 表2 新技术 2009年第5期 井解释 油组 小层 斜深m 斜厚m 垂深133 垂厚171 孔隙度% 渗透率10- “m! 含油饱和度% 结论 1 647.1—1 657.9 31.4—935.7 4.3 24.4 99.8 61.6 油层 9 1 808.1—1 823.2 991.8—997.6 5 30.9 692.6 71.3 油层 888.4—1 9 29 5 1 022.0一l 0333 28.8 4l 7.2 62.7 油层 m1 l+2 2—2043.0 28.3 l 070_8一l 32.0 2 329.4 50 5 油层 性大大增强:同时,由于近井地带原油的粘度大幅度降低,近 井地带的压力降必然减小,井筒周围的泄油半径增加,较深部 位的稠油得以启动,更加容易从地层流向井筒 21。 3.2解除近井地带的堵塞 化学吞吐液可溶解沉积在近井地带的有机垢,达到疏通 油流通道、降低流动阻力的目的。 3.3降低油水界面张力 化学吞吐液可显著降低毛细管力,提高洗油效率,使油滴 能在较低的压差下通过较小的喉道。 3.4改善油层岩石表面的润湿性 化学吞吐液进入油层后,随着油水界面张力的降低,可以 很容易洗脱岩石表面的油膜,使岩石表面从亲油表面转变为 亲水表面,从而提高油相渗透率。此外,吸附滞留在地层孔隙 中的化学吞吐剂还具有预防胶质沥青质沉积的作用。 4 .1化学吞吐药剂的筛选 用学吞吐剂 _察化学吞吐剂与产 出污水的配伍性,结果见表3。 表3化学吞吐剂与产出污水配伍性实验结果表 化学吞吐剂 水质 现象 配伍性结论 出污水 透明液体 配伍性良好 1 产出污水 透明液体 配伍性良好 1 产出污水 絮状沉淀 不配伍 出污水 絮状沉淀 不配伍 从表3发现两种药剂与产出污水配伍性良好,根据配伍 性结果,决定以×T—展相应降粘剂效 果评价试验。 4验用液7:3混合,混合均匀后,用字粘 度计测定其粘度,检测结果见表4: 从检测结果看,液体系粘度,但相同浓度的一01降低的幅 度更大,降粘效果更好,因此选用降粘剂。 表4不同浓度粘后粘度u() 浓度(%) 3 0l 0 l 980 3 l 976.5 0.1 240.6 572 O.2 174.0 4.3 389 O.4 367 0.5 83.3 302 4.3不同浓度降粘效果评价 用字粘度计测定,,将 玻璃棒搅拌均匀、稳定后,再用粘度计测定乳化体系的粘度 n ,计算降粘率 : : 二 ×100% l 测试结果见表5: 表5 .I 一03浓度(%) 降粘后粘度 (s) 降粘率 (%) O l 980.3 0 0.1 240.6 87.9 O.2 91.2 O.3 92.1 O.4 93.6 0.5 83.3 95.3 从表5中可以看出,度,浓度升高后,降粘率不断升高,当降粘剂浓度大于0.2% 后降粘率变化不大。 4.4乳化降粘性能评价 取25 入25 止观察自发乳化现象。摇晃比色 管10~20次,观察乳化现象及体系颜色变化,静止一段时间 后,观察乳化体系的稳定性(见表6)。 表6乳化降粘性能评价裹 \化学吞吐 剂浓 乳化体系相态 乳化性结论 O 油水分层 无乳化 0.1 褐色水包油乳液 有一定稳定性,2 加摇动立即乳化 0.2 褐色水包油乳液 有较强稳定性,6 加摇动立化 O.3 褐色水包油乳液 强稳定性,12 加摇动立即乳化 O.5 褐色水包油乳液 强稳定性,24 26 2009年第5期 新技术 从实验结果看,,在浓度为O.2%时,乳状液体系就已经具有较强的稳定性, 随着吞吐剂浓度的提高,乳状液体系的稳定性越强。 4.5油水界面张力的测定 分别测产出污水、O.3%化学剂与,测量结果见表7。 从表7中可以看出,与产出污水界面张力相比,化学吞吐 剂8%以上,降至10 数量级。 表7界面张力测量结果表 一湖 水界面张力(m/样品 1 2 3 产出污水 56 82 l2 3 0.165 0.162 0.164 4.6吞吐剂于进行破 乳剂的配伍性实验时主要考察了吞吐液与南堡油田破乳剂 用油样为南堡35—2验结 果见表8。 表8 降粘剂8样体 降粘剂 破乳剂 脱出水量 实验条件 积 (m L) % ( ) O 0.5 实验温度: 100 0.3 20 7O℃沉降时 1O0 4 间:1.5 h .3 7 从实验结果看出,降粘剂用1%的化学吞吐液,不但不会影响原油破乳 脱水,还可以提高脱水率。 5 .1施工设计(见表9、表10) 表9工艺设计 注入方式 油套环空反挤 处理半径 5 m 施工排量 0.5—1.0 工泵压 <1 2.0井时间 5 d f 12表10注入液段塞设计 序号 工作液名称 加药浓度 注入量 1 预处理液 20Ⅱf 2 降粘吞吐液段塞1 0.5% 800 3 降粘吞吐液段 0.2% 700 4 顶替液 80.2施工概况 2008年5月2日到6日,业。施工期间反挤解堵液20 m。、降粘剂溶液1 500 m。(2个 段塞:前段塞浓度0.5%、共800 m。,后段塞浓度0.2%、共 700 m。)和80 m。地热水作顶替液,然后关井浸泡。施工过程 的泵压和排量见图1。 < 排量m /1 一 6现场试验效果及分析 6.1现场降粘效果跟踪 期产出液高含水,时间 持续约20 d,随后含水逐渐降低,原油日产开始超过吞吐前产 量,同时为评价吞吐剂的现场降粘效果,对井口产出原油进行 了一个月的连续现场监测。 在现场监测期间,油粘 度由2 200 (空白脱气原油)下降到300~600 s, 降粘作用明显。 6.2 1井吞吐降粘作业后,原油在近井地带的流动阻力降低, 形成了近井地带压降漏斗,有利于地层深部原油向井筒运移, 使地层供液能力提高,具体表现为动液面的上升。 7结论与认识 化学吞吐降粘吞吐现场试验在南堡35—2油田得了成功。我们认为高剂量、大半径的原则。适当延长关井浸泡时间,将有利于 吞吐有效期的提高。化学吞吐降粘工艺有待于更进一步的研 究,特别是热采+吞吐降粘复合工艺将有广阔的应用前景141。 ■ 参考文献 [1]罗哲呜,李传宪.原油流变性及测量[H].山东:石油大学 出版社,1994. 福麟.油田化学山东:石油大学出版社,2001. 杰祥.单家寺稠油降粘剂型乳状液流变性 研究油田化学,2003(3):213油降粘技术及降粘机理研究进展精细石油 化工进展,2008(4):200.
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