水平井堵水技术在稠油油藏中的应用

SPE106908水平井堵水技术在稠油油藏中的应用FrancescoVerre和MartinBlunt，石油工程师学会，伦敦帝国学院，Alan

MorrisonTonyMcGarva,Chevron摘要分析水平井堵水技术在稠油油藏中的适用有两种不同的处理方法：无机凝胶和相对渗透率改性剂（RPM）。在此文件的第一部分，已经给出稠油油藏行为的大概描述，调查处理方法是否适合于这种类型的油藏。然后分析结果应用到实际情况下，Captain油藏。Captain是一个利用水平井进行开发的高均质稠油油藏。由于大量生产油井高含水的出现，它一直被视为要进行堵水试点项目的候选。考虑对Captain的性质采用六种不同的情景模拟研究来测试处理方法对生产井的处理效果。这些都是在利用水平井开发的稠油油藏中发现的典型的生产者/喷油器的配置。目的是要分析不同油藏条件下的不同的产水机理和评估处理的效果。还调查了注水率，原油粘度，喷油器处理和聚合物吸附的影响。研究表明，产水机理对堵水的处理效果有很大的影响。特别的是，如果凝胶适用于整个井中，稠油油藏的水锥现象可以得到有效的治理。以及，值得注意的是，渗透率变化的影响：低Kg的比率有可能对处理注入形成优惠的路径从而有效地拖延来自横向喷油器/含水层的水，而并非来自水锥。聚合物的吸附对高渗透层性能有负面的影响。处理方法对低含水油井，低粘度油没有效果，而且不适合注水井。一、引言水驱油藏可能会导致高含水的出现。随着时间的推移，由于要处理和消除产水的必要性，生产成本将增加。特别是稠油油藏由于与水不利流动性的对比，受早期水突破和通常生产高产水率的影响。堵水技术通过减少产水量降低成本提高原油采收率。相比传统的三次采油技术，堵水技术的费用较低，但处理效果严格依赖于油藏类型，凝胶体系的应用，凝胶动力学，和凝胶在油藏中的放置位置。这项研究旨在探讨堵水技术在均质稠油油藏水平井中的适用性，分析不同井的结构和流体性质。此次研究提出了应用这些技术存在的高失败率和大量的不确定因素可以在应用工作流程中减少的建议。这项研究主要集中在与水平井堵水技术的适用性和与评估处理效果相关的方面；凝胶动力学超出了本研究的目标。利用油田的资料数据，这项研究将分析油藏和堵水技术的相互作用关系。特别的，目标是（4）了解哪些是稠油油藏进行堵水技术后的重要现象和（b）建立更容易有效处理的产水情景。二、稠油油藏行为注水开发的稠油油藏通常会遭受由于不利的流度比产生的早期水突破和高含水率的出现。注水过程的效果基于水驱油的效率。在较低波及效率的条件下，为维持石油生产，注入大量水是必要的。影响驱油效果的参数包括流体的粘度和岩石的有效渗透性。流度比，M，就是水油相对渗透率的比值与油水粘度比值乘积的一个方程：M=匕/堂（1）旦旦对于高粘度油藏，M>>1，水比油的流速快造成了不均匀驱替。这种非均匀驱替造成的典型结果就是粘性指进现象。轻质油的情况是不同的，良好的流度比（M<1）可导致活塞式驱替而得到较大的波及效率和较高的采收率。这种驱替过程受重力的影响。注入水的重力分离依赖于粘度和重力的比值（Craig1971年）。随着油和水的密度差异增加，重力分离的影响变得更加明显。对于高稠油的情况，重力成为主导，由于底水的存在，注入水优先流入含水层。生产者通过压降将水停止，造成了水锥。基于这个原因，水锥效应形成了大量的石油通道。这是在相对均质油田出现高含水的主要原因。三、稠油油藏堵水技术的选择和适用性在这项研究中，考虑到了两种处理方法：无机凝胶和相对渗透率改性剂处理方法。原因是与油藏特征有关。Caption油田的主要特征是低温，高渗透性和高粘度。基于这个原因，相比于其他方法以下几点作为重点考虑：•在凝胶作用之前油藏的井眼周围较容易渗入。无机凝胶像水一样具有相同的流动特性，因此它可以轻易地渗透进油藏。•高渗透砂岩特殊的解决方法能使其渗入到更深的油藏密封处，凝胶作用后一个更宽阔的领域。.高凝胶时间取决于低温的油藏。这可以在近井眼地带提供一个更有效的处理方法。•通过使用酸液，处理可以很容易的被清洗或转移。•这种处理方法与其他堵水技术相比较相对成本相对低廉。•RPM方法比一个完整密封胶的凝胶生产损失的风险小。无机凝胶（所谓的凝胶）是一种部分水解氯化铝沉淀形成的凝胶。性能和水在密度（800kg/m3）和初始粘度（0.001Pa.s）上很相似。粘度受这种处理方法的温度和pH值的影响，而且驱替进入油藏后渗透率减少了98%。考虑了凝胶作用的时间为12小时。第二种处理方法是已经测试过的是一个与聚合物特性有关的相对渗透率改性剂（RPM）。这种处理方法中粘度是由于溶液中聚合物含量增加的作用结果。处理后油和水的残余阻力系数（RRF）分别是2和10。这意味着水渗透率减少了90%而油的渗透率减少了50%。四、Captain油田中的应用相对均质稠油油藏上堵水技术的影响因素是通过一个利用2005a版本的Eclipse模拟器的实际油藏进行研究的。所研究的油田是Captain油田坐落在北海的一个油田。Captain位于距离所属英国领域的北海东北130公里的Aberdeen13/22a（图1）。油田拥有一个五十三平方公里的扩展范围且平均水深大约是113米。LloravFirfli.NarthftrnMarih图1Captain油田：区块13/22a,Moray河口西部，北海北部（Rose,2000年）Captain油田包括三个主要储层，上，下Captain砂岩层，和Ross砂岩层。上部砂岩层（UCS）和下部Captain砂岩层（LCS）是Carrack地层的一部分且属于早白垩世（阿普特期）。罗斯砂岩是Uppat地层的一部分形且属于晚侏罗世（Oxfordian）。UCS被一个非常紧凑的SOLA/Rodby页岩序列所封闭，下面是一层厚厚的白垩世粉砂岩。Ross砂岩层被Heather和Kimmeridge的页岩和粉砂岩所封闭（Ross，2000年）。Captain所在盆地是内蒙古河口盆地。主要包括的断层是南部的班夫断层和北部的Helmsdale/wick/Caithness断层体系，走向为东北-西南走向。主要的不确定性因素为与低地震资料分辨率相关的储层厚度的多样性。这主要是由于在Captain油田的顶部存在白垩系粉砂岩层（300米至460m）以及底水的存在。粉砂岩所吸收和损失的波能量被确定为导致地震资料分辨率低的主要原因（Rose，2000年）。储层的厚度变化在最厚为40米和南缘储层被隔断处的0米之间。在这项研究中我们特别注重Captain上部砂岩层，因为它的储量占所有储量的大部分。

图2Captain油田：主要储层（Rose,2000年）油田的主要特点和储层的性质描述于表1。表1Captain油田储层特征及油藏属性Captain油藏的储层性质发现1997深度884m面积范围10.5km*5km储层厚度范围0-40m平均温度304K平均压力9.3x106Pa@900mTVDSS地理位置Turbidites，未压实砂岩层储层年龄LateJurassictoEarlyCreteceous平均0.95-0.98平均孔隙度32%平均渗透率7D该油田是一个高粘度（50-150X10-3pa.s在油藏条件）稠油油藏（19-21°的空气污染指数），这为开发提出了一个重大的挑战。Captain流体物性描述如表2。

表2Captain油田储集层流体的特点流体的特点值原油重度19-21SPI原油饱和度81-94.5%黏度50-150x10-3Pa.sPVT和岩芯流动实验给出了最终流度比，Captain上部砂岩层M=38.26O波及效率低和早期水突破正是由于这一不利的流度比。水和油的相对渗透率曲线已经根据正常曲线和尺度数据获得（图3）。相对渗透率曲线图3Captain上部砂岩层的相对渗透率曲线（高渗透性，水-湿系统）

图4案例1:含油饱和度和井位网格是由100X20X20个小方格组成，每个小方格的尺寸为11.6米X23米X2.63米。一个细化了的局部网格（50X20X50个小方格，局部网格）在井眼周围建立，以便测试水锥和注入的凝胶/聚合物的影响。这两个细分的局部网格放在生产井的两部分周围，（其一沿Y方向，其二沿X方向），如图5和图6所示。

图5井眼周围细化的局部网格图6细化局部网格的截面由于油水粘度的对比，在油田开发早期生产井经历了高含水。为了保持驱替空隙率注入率一直维持在相当于平均10000bopd的产率。经过一年的生产后含水达到84%。产出的水主要是通过了含水层而且细化局部网格允许调查水锥及其形状的影响（图7）。

图7油藏截面显示的在生产井的水锥井的第一部分产水量最高。这主要是由于附近的喷油器以及对井眼的摩擦造成的影响。由于井筒摩擦效应，会看到井中存在压力较高降落的肘部出现更高的降深（图8）。图8井周围的产水概况在注入凝胶的12小时里摸拟将凝胶注射液与喷油器放置在同一地点。因为Eclipse模拟器中的示踪装置，安置在井眼周围的凝胶已经可视化（这一直适用于所有情况）。在注入过程中，由于与水的相似性和重力的影响，凝胶的优先流入该井底部的水区（图9）。图9井眼周围的凝胶注入优先侵入井底调查显示与没有进行处理的情况相比较经过处理的情况即注入不同孔隙体积凝胶的情况对提高采收率更有利(图10)。凝胶的性能与水的密度(800kg/m3)和初始粘度(0.001pa.s)非常相似。考虑这种凝胶处理方法，当凝胶驱替进入油藏后渗透率的减少为98%而且注入周期为5年(这种假设应用到了所有情况)。处理后5年的附加石油回收凝胶注入后的孔隙体积附加石油储菖bi图处理后5年的附加石油回收凝胶注入后的孔隙体积附加石油储菖bi虽然注入凝胶的量从2000bbls增加到了4000bbls，但是却没有达到双倍的处理效果。虽然凝胶优先侵入含水饱和度高的地层，但是这种处理方法的贯穿深度并没有随着凝胶量的增加而增加。凝胶驱替的不均匀是由于在井的第一部分不对称形状的水锥在凝胶侵入过程中造成了一个优先的领域。不对称形状的水锥和因此造成的凝胶不均匀驱替的主要原因是在这弯曲的井中存在一个肘部。肘部的摩擦损失为产水创造了一个优先的路径导致了不均匀的产水情况。由于不同的K/K值可能得出不同的效果：vh.凝胶驱替过程中渗透率的影响•重力对水驱波及效率的影响分析不同渗透比将使我们能提供其他高渗透、质量较差的砂岩稠油油藏的结果。成果作为显示其他采出油的不同渗透率比的功能显示在图11经过处理后的含水率下降显示在图12。

情况iJtAsooobbi凝胶附加石油储星与kv/kh比值的关系额外石油储星印一Q.Q1图11案例1Kv/K情况iJtAsooobbi凝胶附加石油储星与kv/kh比值的关系额外石油储星印一Q.Q1含水率降低随时间的变化—♦■kv/kh=1——kv/kh=0.1—■-kv/kfcO.OI2图12情景—♦■kv/kh=1——kv/kh=0.1—■-kv/kfcO.OI2图12情景1不同Kv/Kh值时含水率的下降渗透率比的降低提高了原油采收率。这是由于各向异性造成了一个更加有效的流动障碍为注入过程形成一个优先的路径。关于含水率，渗透率的降低可允许较高的含水率的减少。KV/KH=1，经过处理后含水率的增加可待观察3年（图12）。图13，图14和图15显示了凝胶驱替过程中的不同渗透率的比值。

图13K/K=1时的凝胶驱替图14Kv/Kh=0.1时的凝胶驱替图15Kv/Kh=0.01时的凝胶驱替井筒周围的凝胶注入过程，在低渗透率比的区域，可以为底水创建一个更有效的屏障，来更有效的抑制产水。低渗透率比可能导致井内产水的推迟，以及较

低的垂直渗透率将减少重力的影响以至形成更统一的活塞式驱替和水锥的减少（图16）。图16案例1经过15年的生产后不同Kv/Kh下含油饱和度在图16中，0.01的渗透率比代表了最佳条件，可能在LCS周围的一些井并非不正常。五、RPM处理方法的模拟相对渗透率改性剂的适用性已在下进行了测试。这种处理方法具有聚合物的特点，在它退化之前只有一年的有效期。其粘度是由于聚合物浓度的作用，并且，在驱替过程中，侵入前的一个循环周可以在渗透率比为1时看到（图17）。如果是垂直渗透率发生变化，侵入将主要是横向的，这样会影响到较高含水饱和度的储层。

图17Kv/Kh=1时RPM在井眼中的驱替图18Kv/Kh=0.1时RPM在井眼中的驱替RPM处理方法与注入凝胶相比效果较差。这是由于在高含水饱和度（水锥）的储层中渗透的深度有限以及较低的渗透率减少。渗透率比的变化不能确定其他采出油的任何差异。主要的原因就如上面所说的横向和垂向渗透的深度有限以及水的渗透率降低较小（90%相比于凝胶处理方法的98%）六、注入速率，原油粘度，聚合物吸附和注入设备的影响在这部分用Captain油田的模型来进行凝胶注入率，原油粘度的影响以及聚合物吸附的影响等的敏感性。1、速度的影响这种分析的目的是调查凝胶驱替中凝胶注入率的影响。基于这个原因，选择五种不同的注入率，100bopd，200bopd，500bopd，1000bopd。结果表明，较低的注入速率，凝胶在井眼周围被均匀驱替。高注入率表明，凝胶优先驱替进入含水饱和度较高的井底。这些结果是意想不到的，因为低注入率应用在凝胶优先进入较高含水饱和度的井底且没有用在一个统一的循环周前。这主要是由于水锥的扩宽。在较低的注入率的情况下，生产井要关闭较长的时间，因此，水锥只受到重力和井眼周围含水饱和度降低的的影响。这是低注入率下浸入深度小和周围扩散的主要的原因，而高注入速率水锥没有时间发展扩宽，因此，凝胶可以驱替它。2、粘度的影响对于低粘度原油，凝胶处理方法是没有效果的（低于0.05pa.s）。驱替发生在井眼周围而且减少了的油水流度比不能为注入过程创造一条优先的路径。在这种情况下，没有一种有效的处理方法适用于水锥。3、聚合物吸附的影响吸附是指聚合物分子与固体表面之间的相互作用-溶剂作为介质（Sorbie，1991年）。吸附有两个主要效果：•降低流动聚合物的浓度和聚合物前缘的推进速度；•降低吸附聚合物的岩石渗透率。吸附是造成RRF（残余阻力系数）的主要的原因，由于聚合物吸附层造成的孔隙大小降低导致了渗透性的永久性减少。在这次研究中分心了这两个效果的影响，根据Captain上部砂岩现有的资料数据验证了聚合物吸附的影响（Lach，1996年）。一般情况下，吸附已会产生一个负面影响。在为水建立一个更有效屏障的同时，与吸附过程相关的保留机制，井眼周围较低的聚合物渗透降低了聚合物处理方法的效益。因为吸附采收率随渗透率比的下降而增加（图20）。情况&吸函的影响额外石油储星与kv/kh比值的关系kv/kh有吸.附作用-9-无吸附作用额外石油储量誓一图20对比两种情况下，有无吸附时的不同的情况&吸函的影响额外石油储星与kv/kh比值的关系kv/kh有吸.附作用-9-无吸附作用额外石油储量誓一整体而言，聚合物的吸附对于较高渗透率储层的效益是有限的，因为流动聚合物浓度的降低，它不能渗透到很大的领域，而在没有吸附的情况RPM处理方法更适合于高渗透地层（图20）。因为吸附的影响可以更有效的降低地渗透储层的渗透率所以能够得到更多异构油藏的积极结果。七、讨论和结论进行堵水生产的需要正成为一个关键的问题，特别是在很多油藏都在进行水驱生产的北海。不同的技术可用在减少产水量：•机械密封/水泥分离•密封胶的高分子凝胶.无机凝胶.相对渗透率改性剂（RPM）•树脂/弹性体在这项工作中研究了无机凝胶和相对渗透率改性剂的适用性。两种处理方法在利用水平井进行开发的相对均匀稠油油藏中得到了测试。在同一个实际的油井上对不同的产水机理的假设进行了评估调查。在稠油油藏中这两种处理方法的适用性的主要影响因素是：.井装置及产水机理.储层渗透率•原油粘度•聚合物的吸附.含水率•凝胶注入速率为了获得经济上可行的解决方案并减少与技术适用性相关的不确定因素，所有这些因素都必须加以仔细分析。为了评估所有考虑到的情况，一种专业油藏模拟器应用在了这项研究工作当中。目的是要观察堵水技术对中长期生产的影响，分析处理方法对额外采收油的影响。处理方法的适用性的影响因素，已经通过这次模拟工作进行了调查，以便了解关键的油藏过程和处理方法的效果。这项研究的主要结果可以概括如下：产水机理对堵水技术的影响很严重。如果凝胶应用于整个井段，稠油油藏中三维水锥的影响将能够得到有效的处理。水可以在低渗透比的局部井段轻易的通过。在较低的注入率的情况下，井眼周围的凝胶可以被均匀的代替，而高注入率与凝胶在含水饱和度较高的井底的优先驱替有关。可能的解释是在凝胶注入过程中水锥的扩宽。渗透率比对堵水技术有很强的影响：在较低KV/KH比情况下，与垂直方向比较凝胶优先注入到水平方向，比起来自水锥的水更有效的拖延了来自横向喷油器/含水层的水。不过，这通常只发生在整个井段都进行了处理和进行凝胶处理的情况。RPM处理方法对于低渗透比的油藏没有显著的效果，因为这种方法的垂直渗透深度不足以延迟产水。原油粘度在凝胶处理方法上起着重要的作用。较低的原油粘度（低于0.05pa.s），凝胶驱替在水层不会出现。因为原油的低粘度对应一个低油水流度比，因此它没有任何注入的优先路径。凝胶处理方法对注水井没有效果；特别是高渗透油藏。凝胶渗透深度不足以改变注入器的波及效率。6.含水率具有重要的影响。如果含水率低（＜90%），凝胶处理将没有效益。主要原因水锥的影响。高含水率与进行开发了的水层有关，尤其是在水饱和度高的稠油油藏，处理可以深入渗透由于其对水的亲和力。在低含水率的情况下，井眼周围的凝胶被均匀的替代，水锥没有得到有效的处理。7.吸附对在高渗透储层进行的RPM处理方法有负面的影响。这是由于该处理方法的有限渗透，以及吸附造成的聚合物浓度的减少。不过，在没有吸附作用的情况下RPM处理方法更适合于高渗透油藏。吸附效果可能在低渗透层更为有利。参考文献Jenn-TaiLang,R.L.LeeandR.S.SerightS.:GelPlacementinProductionWells,SPE20211,SPEProductionandFacilities,November1993,276-286J.Liang,andR.S.Seright:ASurveyofFieldApplicationsofGelTreatmentsforWaterShutoff,SPE26991,proceedingsofthe1994IIILatinAmerica/CaribbeanPetroleumEngineeringConferenceheldinBuenosAires,Argentina,27-29April1994A.Mennella,L.Chiappa,T.P.Lockhart,G.Burrafato:CandidateandChemicalSelectionRulesforWaterShutoffPolymerTreatments,SPE54736,proceedingsofthe1999SPEEuropeanFormationDamageConferenceheldintheHague,TheNetherlands,31May-1June1999A.J.Jayasekera,S.G.Goodyear:TheDevelopmentofHeavyOilFieldsintheUnitedKingdomContinentalShelf:Past,Present,andFuture,SPE65984,proceedingsofthe1999SPEWesternRegionalMeetingheldinAnchorage,U.S.A.,26-28May1999R.Barati,D.W.Green,andJ.T.Liang:SimulationofgelledpolymertreatmentsintheArbuckleformation,Kansas,SPE100067,proceedingsofthe2006SPE/DOESymposiumonImprovedOilRecoveryheldinTulsa,Oklahoma,U.S.A.,April22-26,2006R-N.R.Hwan:NumericalSimulationStudyofWaterShut-OffTreatmentUsingPolymers,SPE25854,proceedingsofthe1993SPERockyMountainRegional/LowPermeabilityReservoirsSymposiumheldinDenverCO,U.S.A.,April12-14,1993TaberJ.J.,andSerightR.S.(1992)HorizontalInjectionandProductionWellsforEORorWaterflooding.PaperSPE23952.Presentedatthe1992SPEPermianBasinOilandGasRecoveryConference,Midland,TexasR.Arangath,E.E.Mkpasi:Watershut-offtreatmentsinopenholehorizontalwellscompletedwithslottedliners,SPE74806,proceedingsofthe2002SPE/ICoTACoiledTubingconferenceandexhibitionheldinHouston,Texas,U.S.A.,April9-10,2002D.Borling,K.Chan,T.Hughes,R.Sydansk:Pushingouttheoilwithconformancecontrol,OilfieldReview,Summer1994,44-58A.Stavland,K.I.Andersen,B.Sandoy,T.Tjomsland,A.A.Mebratu:Howtoapplyablockinggelsystemforbullheadselectivewatershutoff:fromlaboratorytofield,SPE99729,proceedingsofthe2006SPE/DOESymposiumonImprovedOilRecoveryheldinTulsa,Oklahoma,U.S.A.,22-26April2006VarnonJ.E.,GreenkornR.A.UnstableTwo-FluidFlowinaPorousMediumSocietyofPetroleumEngineersJournal.1969,pp293-300SpivakA.GravitySegregationinTwo-PhaseDisplacementProcesses.SocietyofPetroleumEngineersJournal.December1974,pp619-632LachJ.PolymerFloodingPotential-CaptainField.December1996A.Stavland,K.I.Andersen,B.Sandoy,T.Tjomsland,A.A.Mebratu:Howtoapplyablockinggelsystemforbullheadselectivewatershutoff:fromlaboratorytofield,SPE99729,proceedingsofthe2006SPE/DOESymposiumonImprovedOilRecoveryheldinTulsa,Oklahoma,U.S.A.,22-26April2006R.Stalker,G.M.Graham,F.Wahid:Simulatingchemicalplacementincomplexheterogeneouswells,SPE100631,proceedingsofthe2006SPEInternationalOilfieldScaleSymposiumheldinAberdeen,Scotland,U.K.,30May-1June2006J.Herbas,R.Moreno,M.F.Romero,D.Coombe,A.Sern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