LoSalTM提高采收率:油藏规模提高采收率的依据

编译:吴永超 (中国石化石油勘探开发研究院)

审校:张华珍 (中国石油经济技术研究院)

LoSalTM提高采收率:油藏规模提高采收率的依据

编译:吴永超 (中国石化石油勘探开发研究院)

审校:张华珍 (中国石油经济技术研究院)

从岩心驱替、单井测试和测-注-测试验中得到的数据表明:在许多实例中,向油藏中注入低矿化度水可以大幅度提高原油采收率。根据油藏特征和矿化水组分的不同,水驱效率可以提高2%～40%。2005年,在阿拉斯加油田进行了先导试验,生产数据和产出水化学成分的详细分析证实了原油产量的增加,并为低矿化度水驱(LoSalTM)在井间规模的有效性提供了直接的现场证据。此外,通过单井化学示踪测试,确认了油藏对低矿化度水注入的响应。实验室研究揭示了LoSalTM的机理是吸附在原油组分、地下矿化水和黏土矿物表面的阳离子之间的多组分离子交换。油藏数值模拟得到了非常好的拟合结果,为预测大规模LoSalTM的结果提供了基础。

水驱 低矿化度盐水 提高采收率

1 引言

Yildiz和Morrow(1996)认为,注入盐水组成的改变可以改善原油开采。此后,Tang和Morrow(1999年)进一步推进了盐水矿化度对原油采收率影响的研究,在此之后Webb等 (2004)和McGuire等 (2005)研究了大量的LoSalTM驱油方案。这些方案包括大量的常温和油藏条件的岩心驱替试验 (在高温和高压下,使用的是活性流体)、单井示踪测试 (SWCTT)和测-注-测试验,结果表明,低矿化度盐水的注入,明显提高了原油采收率。

最近,已经证明由于低矿化水的注入,黏土矿物表面和注入盐水之间的多级分离子交换 (MIE)促进了原油采收率的提高 (Lager等,2006年)。

原油组分吸附到储集岩石表面,通常理解为部分储集岩石是油湿的。这种现象发生的一个重要方式是通过黏土表面多价粒子与存在于油相 (树脂和沥青质)中的极性化合物结合,以及通过存在于黏土表面的大多数活动阳离子的位移,有机极性化合物直接吸附到黏土矿物表面。

低矿化度下,极性有机化合物解除吸附并被多价阳离子所代替。Lager等 (2006)的数据表明当原生矿化水里出现多价阳离子时,低矿化度水驱替可以提高原油采收率。如果原生水里不存在二价离子,只是用高矿化度盐水驱替,或者如果低矿化度矿化水只是用来驱替第三纪低矿化度水中的原生盐水,那么残余油饱和度基本不变。与MIE有关的低矿化度偶电层的膨胀使得极性组分从黏土表面解吸。由于保持原油和岩石接触的结合力减小,导致了原油采收率的提高。

图1 黏土/原油被二价阳离子吸引

图1说明了原油中的极性分子如何被吸引到带负电荷的黏土表面。二价阳离子 (钙、镁)充当了原油中带负电荷分子和黏土表面的负电荷之间的桥梁。由于粒子交换平衡的改变,当来自低矿化度盐水中的二价离子与阳离子有机络合物或其主要成分发生交换时,受束缚的原油变得可以流动,因而提高了原油采收率。

但是,这些研究结果仍然不能确定该机理在油田井间是如何发挥作用的。

2005年决定在阿拉斯加油田的一套单一液压装置上,由注入产出盐水改成注入低矿化度盐水。从机理研究和下述SWCTT成果可知,使用的低矿化度盐水是一个接近最优化的LoSalTM盐水,但由于操作上的限制,这是当时唯一可用的低矿化度盐水。这与获得充分优化的低矿化度盐水相比受到一定程度的限制,然而,仍然期望大幅度提高原油采收率。预期的响应被认为是很有意义的,可以消除MIE的不确定性因素,了解低矿化度水在井间起作用的方式。

选定的试验区位于合理的限定井区内,包括1口注入井和2口关闭的生产井。使用便携式计量分离器精确监测生产井 (MPL-11和MPL-07)的原油产量和含水率,每周取样进行振动分离,分析产出水,监测盐水化学性质的任何改变。MPL-11井比MPL-07井距低矿化度水注入井更近,期望该井能够首先对低矿化度水作出响应。然而,迄今为止,在MPL-11井几乎没有观察到响应。下面对造成这种情况的原因进行了讨论。

2 结果分析

2.1 生产数据分析

被选作低矿化度水注入的液压装置在此之前的生产过程中已经实施过几个不同的提高原油采收率工艺。经过4年的自然递减,部署了一口注水井(MPL-16A井),从而使MPL-07井的产量由400 bbl/d(1 bbl/d=0.159 m3/d)增加到1 100 bbl/d。然后,产量急剧下降,一直到2002年。在此期间,含水上升到95%。后来决定注入混相注剂 (MI)段塞。产量从200 bbl/d增加到500 bbl/ d,持续一年半的时间,含水率由 95%下降到80%。然后,产量回落至150 bbl/d。2005年5月决定注入低矿化度水。这个过程是成功的,原油产量增加至最高的320 bbl/d,之后减少到200 bbl/ d。与此同时,含水率从92%下降到87%。直至2006年5月,总产液量保持在稳定的2 500 bbl/ d,随后增加到3 000 bbl/d(图2)。低矿化度注入井 (MPL-16A)的注入能力保持不变,表明没有因为黏土膨胀或者细屑产生而引起地层损害 (图3)。

图2 MPL-07井生产数据

2.2 产出水化学成分分析

开始注入低矿化度盐水之前,产出水的矿化度大约为14 000×10-6溶解固体量 (TDS) (图4)。2005年10月,MPL-07井的产出水矿化度开始下降,而MPL-11井的产出水矿化度保持在13 000×10-6TDS以上,直到2006年5月稳定在大约12 200× 10-6。这是由于MPL-16A和MPL-11井之间出现了封闭断层。注入井和MPL-11之间的地震探测存在阴影区已经证实了这一点。

图3 MPL-16A井注入指数

MPL-07井产出水的镁离子 (Mg2+)浓度,从0.4 meq/L增加到0.75 meq/L,然后在5个月的生产期间急剧下降到低于检测极限 (＜0.01 meq/L)。然后,在再次重返低于检测极限浓度之前,Mg离子浓度攀升至0.5 mol/L。2007年7月以后,Mg离子浓度恢复到浓度为0.4 meq/L。钙离子 (Ca)浓度并没有表现出像Mg离子一样的急剧变化。浓度在1.2 meq/L和1.7 meq/L之间波动,且非常明显,没有观察到Mg所表现出的浓度急剧下降。

图4 MPL-07井和MPL-11井产出水矿化度变化曲线

2.3 单井化学示踪试验

在低矿化度盐水注入的液压设备附近新钻了一口井,并取芯,尽管选定模式的周围地区没有见到水 (高或低矿化度)。在这口井上实施了单井化学示踪试验,依次注入4种不同的盐水。水序列包括建立基准线剩余油饱和度(Sor)的高矿化度盐水、MPL-07井的产出水 (16 000×10-6TDS)、非最优化低矿化度盐水 (2 600×10-6TDS)和最优化低矿化度盐水。从该试验推导出的剩余油饱和度见表1。

表1 单井化学示踪剂测试结果

结果表明,高矿化度水和产出水没有任何区别。与基准线Sor相比,非最优化的低矿化度水的Sor减少2个饱和度单位,而最优化盐水的Sor则降低了10个饱和度单位。高矿化度水和产出水被用于建立一个坚实的基准线,并尝试降低这些结果所固有的不确定性。从机理研究可以看出,由于产出水的注入,Sor没有明显的差异;而用非最优化低矿化度盐水,Sor只出现很少的下降。通过建立一个坚实的基准线,有可能证明非最优化盐水对Sor有真正影响,虽然影响很小,只有2%的不确定性。

3 讨论

现场数据较难解释,因为极难保持所有参数不变 (如注入量、产出量,与其他注水井可能产生干扰)。然而,由于MPL-07井产油量的增加,观察到的水油比 (WOR)下降被认为是在产出水化学性质急剧变化的同时出现的。作者认为,这是低矿化度盐水驱见效的明显特征。使用Jerauld等人(2006)开发的LoSalTM商标的VIPTM模型,可以证实低矿化度盐水注入的效果。该模型在2005年5月以前用于历史拟合,此后被用作预测模型。应用了两种模式:一种是注入低矿化度盐水,另一种是只注入高矿化度盐水 (图5)。根据模型,Lo-SalTM效果反映在2005年11月之后开始增产原油,这与观察到的MPL-07井WOR下降以及水化学的急剧变化相符合。

图5 实际生产数据和模拟数据对比曲线

3.1 Mg浓度的变化

通常,水驱作为一种物理手段从油藏驱油,它也是一种保持油藏压力的手段。因此,除由于膨胀黏土和淡水的相互作用引起的地层损害或由于钡(存在于原生水)和硫酸 (当用海水作为注入剂时,存在于注入水中;Collins,2005)反应引起的无机物结垢之外,期望注入剂和油藏间尽可能少地发生化学反应。然而,根据水文地质学的文献,如果与固有的原生盐水的成分不同的水状流体注入到含水层,矿物表面和注入盐水之间将发生阳离子交换,而导致水化学性质的显著变化 (Valocchi等, 1981)。为此,Appelo等 (1994)成功地描述和模拟了含水层的淡化。他们发现,由于低矿化度盐水注入引起的盐水层淡化的主要特征是二价阳离子(Ca2+、Mg2+)浓度迅速下降到低于注入低矿化度盐水中二价阳离子的浓度,同时出现氯离子浓度的单调下降。在简化条件的岩心驱替试验中,如以前的报告 (Lager等,2006),以及MPL-07井低矿化度驱过程中的产出水,也观察到了完全相同的情况。产出水中Mg2+的彻底清除是注入盐水和储层岩石强相互作用的有力证据。此外,Mg2+浓度的急剧下降证实了从Secombe等论文 (2008)进一步讨论的MIE机理推断的自动锐化前缘。非锐化前缘将导致高度分散反应,Mg2+浓度会逐渐下降,如通常在现场示踪剂中见到的一样。

3.2 注入指数和p H值变化

这里所描述的现场结果表明,前面引用的低矿化度水注入增加原油采收率的两个可能机理:微粒运移和溶液p H值增加,不是非常可靠。首先,在整个低矿化度水注入过程中,注入指数保持不变。如果发生微粒运移,微粒将阻塞一些孔隙孔喉,从而导致注入能力的降低。还注意到,在低矿化度水注入之前,MPL-16A井的注入能力缓慢下降(该数据开始是0.8左右,在低矿化度水注入之前是0.6),这被认为是由于重新注入和未经过滤的产出水慢慢堵塞近井区域所致。相反,低矿化度盐水,比产出水要清洁,没有堵塞井筒,并且有助于稳定注入速度。另一个有趣的结论可以从不变的注入指数得到:当注入水的温度比地层温度低时,通常会发生的油藏热应力破碎就不太可能发生。这类破碎由于可能增加注入能力,所以能够增加原油采收率。在低矿化度水注入的油藏p H值可能会发生变化,要注意到在一些早期的简化岩心驱替试验中,流出盐水的p H值突然从9增加到10.5。据推测,这种增加可能会导致原油采收率的提高(McGuire等,2005)。然而,后来的岩心驱替试验表明,低矿化度作用在酸性条件也能有效,而且试验中p H值增加很可能是岩样卸压引起的试验假象。现场数据显示p H值变化非常小 (图6),当然也显示不出p H值增加到10.5就能有效地排除p H值作用机理。

图6 低矿化度驱过程中p H值随时间的变化曲线

3.3 时间选择

由于低矿化度注入水中缺少硫酸盐,故钡离子可以看作是一个不反应的保守示踪剂。因此,通过监测产出水中钡浓度的变化,有可能估计何时已经注入了1孔隙体积 (PV)的低矿化度水。这些数据表明,开始注入13个月后,钡的浓度已开始趋于平稳,因此假定此时已经注入1 PV水。通过反算,发现在注入大约0.3 PV的低矿化度水之后低矿化度作用开始起效 (图7)。在油藏条件下的岩心驱替过程中,发现在第三纪模式下,在注入大约

0.4 PV的低矿化度盐水后,实现了原油采收率的提高。考虑到与现场数据有关的固有不确定性,低矿化度收效 (实验)结果一致性很好,收效时间很快。

图7 产油量与注入孔隙体积曲线

3.4 未来的发展和优化

在现场实例中,由于低矿化度盐水的注入引起的原油采收率增加相对较少,然而,这正是BP Sunbury实验室期望得到的,实验结果表明,对这个油藏来说,这种水不是最优的。这被后来在邻井实施的SWCTT所证实。这个试验报道的Sor降低只有2%,而通过向该油藏注入优化的低矿化度盐水可以获得的Sor下降达到10%。优化是基于油藏的矿物成分、生产历史,以及原生水的组成。下一步将研究注入水,配制一种最优化盐水,来驱替整个油藏。

4 结论

向阿拉斯加油田注入低矿化度盐水提高采收率是成功的。关于MIE应用到井间距离的不确定性已经降低。观察到了WOR的可测量的下降,在近12个月的生产中,原油产量翻番。同时,产出水的水化学性质发生急剧变化,遵循以前作者提出的低矿化度水驱理论和前面报道的油藏条件岩心驱替试验预测的趋势。尽管要经过第三次驱替,但是见效时间很快,BP内部专利低矿化度VIPTM模型很准确地预测了这一结果。低矿化度水注入大约0.3 PV以后,可以实现产油增加,并且没有因为微粒运移而引起黏土膨胀或者孔隙堵塞等而产生不利影响。

资料来源于美国《SPE 113976》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.004

2009-04-29)