热化学驱油在乌36井区109断块试验效果与分析解读.docx

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热化学驱油在乌36井区109断块试验效果与分析解读

热化学驱油在乌36井区109断块试验效果与分析

1乌36井区乌109断块基本情况

1.1乌36井区109断块地理构造位置及特征

乌109断块位于乌尔禾油田的东北部，乌36区块中部；距克拉玛依市北东约90km，西连乌101断块，东与乌36断块相邻（如图1-1）。

图1-1乌36井区109断块地理位置图

图1-2乌36井区109断块构造位置及油水井布置图

乌109断块目前包含油水井19口，其中油井15口，水井4口（如图1-2）。

开采层位为百口泉组，自上而下分为三个砂层组：

T1b1以泥岩为主，T1b2、T1b3均以砂砾岩为主，表现为正旋回沉积特征。

T1b2、T1b3为主力油层。

受乌尔禾断裂、乌南断裂、风10井断裂控制的单斜构造，地层倾角为30°～40°。

1.2乌36井区109断块孔隙性与渗透性

乌109断块储层沉积相属冲积扇的扇中亚相，微相属于辫流带，局部存在辫流间洼；物源方向自北向南；油层孔隙度14.5%～28.7%，平均17.51%；渗透率2.45mD～1798.59mD，平均39.97mD，属中孔、低渗储层。

因储层富含粘土矿物，且伊/蒙混层比高达66.83%。

因此，T1b储层为高临界盐度、中等偏强水敏、强体积流量敏感性和中等－弱速度敏感性。

因原油物性差，粘度高，断块地质储量基本未动用。

以热化学驱油为手段，提高驱油效率，对于该断块的正常开发意义重大，在本次热化学驱油试验中，主要以施工目标为W6466井和WD6477井。

2乌109断块热化学吞吐试验驱油机理

2.1LD热化学自生气驱油机理

通过连续向地层内顺序注入可生成气体的溶液（溶液由活性聚合物、可生成气体的混合液组成），在目的层各种化学剂融合产生高温和大量气体（N2）；这些气体与聚合物溶液形成稳定的气—液泡沫系统，在流动时提高了孔隙空间的亲油性和岩石表面的亲水性，其结果使水溶液的粘弹、非平衡性能增加，使层内生气处理液及后续流体能够较均匀地推进，将高低渗岩心中的原油全部驱替出来，以提高油藏的采收率。

根据国内外三次采油成功经验分析，注气混相和非混相驱油技术是孤立储集空间油藏、低渗透油藏和稠油油藏的开采中最有效的方法之一。

2.2LD热化学自生气体系构成

前置液：

5%GLT-D2油溶性降粘剂+0.5%表面活性剂+1%粘土稳定剂；

处理液：

3mol/LGAT-N1剂＋3mol/LGAT-N2剂＋0.6%GLT-6#降粘剂＋0.5%GT-015分散助排剂＋1%GT-012粘土稳定剂；

顶替液：

清水＋2%GT-6#表活剂＋1%GT-012粘土稳定剂。

其中，GT-N1剂——弱酸钠盐，GT-N2剂——强酸铵盐，其反应式为：

理论上放热为△H0＝-332.58kJ/mol。

即理论上2t热化学药剂可使2t水的温度升高119℃，产生67.2m3（0.1MPa，25℃）的氮气（非混相驱替稠油动力）。

2.3LD热化学自生气驱油优势

理论上热化学驱油优势如下：

a、体系能够产生大量的气体—氮气，具有很好的非混相驱油作用。

注1m3药液大于注20m3水的驱油功效。

b、反应速度可控。

可通过调节混合溶液体系的pH值来控制，在油层地层水本身显酸性时，有利于提高反应速度。

c、适用的油层温度范围广。

随着地层温度的升高反应速度会加快。

d、反应放出大量热能，有利于提升油层温度，降低油层内原油的粘度，提高储层渗流能力。

e、反应放出的氮气与地层水中的Mg、Ni等金属离子协同作用，可不同程度的置换出原油芳族环中的硫，起到破链改质作用。

f、此反应体系的一个重要化学特性是不必按精确的比例配制混合溶液。

因此，现场实施是很方便、安全。

3乌109断块W6466井和WD6477井药剂注入量设计

通过2个不同区域、2口不同类型油井的前期热化学驱油吞吐试验，观察LD热化学驱油体系的驱油效果，积累热化学驱油经验，评价开发效果和效益，为乌109断块采用热化学驱油方式整体开发和注采井网奠定基础。

3.1W6466井基本情况与注入量设计

W6466井位于乌109断块西部，是断块西部的1口目标注水井。

生产层位T1b；采用泵径38mm，泵深950.41m；冲程2.6m，冲次4min-1工作制度生产。

W6466井于2011年3月13日压裂后投产，初期日产液15.45t/d，日产油10.96t/d，含水29.07%；至2012年12月日产液下降为1.77t/d，日产油降为1.55t/d，含水12.72%。

其中，投产初期的前三个月，日产液由15.45t/d降为6.0t/d，日产油由10.96t/d降为5.13t/d，含水由29.07%降为14.52%，三个月日产液递减61.2%，日产油递减53.2%；目前油井日产液1.17t，日产油1.08t，含水8.33%，油井严重供液不足；累计采油1583t，产水253m3（见图3-1）。

图3-1W6466井产量与含水变化曲线

W6466井热化学驱油各段塞注入量计算（见下表3-1）。

表3-1W6466井热化学驱油各段塞注入量设计数据表

油层厚度（m）

23.00

套管直径（mm）

139.7

泵深（m）

950.41

平均孔隙度（%）

15.00

油管直径（mm）

73.0

筛管深度（m）

960.91

计划处理半径（m）

5.00

泵径（mm）

38.0

油层中深（m）

1019.00

冲洗液（m3）

12.54

顶替液（m3）

8.28

前置液（m3）

8.12

处理液1（m3）

135.41

处理液2（m3）

135.41

油层静压（MPa）

10.00

油层流压（MPa）

2.00

压降区中部（MPa）

6.00

静压注入体积（m3）

382.1

流压注入体积（m3）

794.9

中部注入体积（m3）

450.9

说明

冲洗液体积为井容的1.2倍，用量12.5m3；

前置液体积为预计注入热化学剂的3%计算，用量8.5m3；

处理液体积为处理液1和处理液2之和，即270m3；

顶替液液体积为油套环形空间体积与筛管到油层中部体积之和，8.5m3；

注入热化学剂后油层温度按65℃计算。

3.2WD6477井基本情况与注入量设计

WD6477井位于乌109断块西部，是W6466构造低部位的1口生产井。

生产层位T1b；采用泵径38mm，泵深1128.91m；冲程1.8m，冲次4min-1工作制度生产。

WD6477井于2011年3月13日射孔，4月1日压裂后投产，初期日产液12.5t/d，日产油10.8t/d，含水13.49%；至2011年9月日产液下降为2.2t/d，日产油降为2.1t/d，含水4.62%，半年时间日产液递减82.4%，日产油递减80.6%；目前油井日产液1.27t，日产油1.08t，含水8.33%，油井严重供液不足；累计采油2198t，产水267m3（如图3-2）。

图3-2WD6477井产量与含水变化曲线

WD6477井热化学驱油各段塞注入量计算（如表3-2）。

表3-2WD6477井热化学驱油各段塞注入量设计数据表

油层厚度（m）

15.50

套管直径（mm）

139.7

泵深（m）

1128.91

平均孔隙度（%）

15.00

油管直径（mm）

73.0

筛管深度（m）

1139.89

计划处理半径（m）

7.50

泵径（mm）

38.0

油层中深（m）

1200.75

冲洗液（m3）

14.88

顶替液（m3）

9.85

前置液（m3）

12.32

处理液1（m3）

205.33

处理液2（m3）

205.33

油层静压（MPa）

10.00

油层流压（MPa）

2.00

压降区中部（MPa）

6.00

静压注入体积（m3）

579.4

流压注入体积（m3）

1205.3

中部注入体积（m3）

683.8

说明

冲洗液体积为井容的1.2倍，用量15m3；

前置液体积为预计注入热化学剂的3%计算，用量12.5m3；

处理液体积为处理液1和处理液2之和，即410m3；

顶替液液体积为油套环形空间体积与筛管到油层中部体积之和，10m3；

注入热化学剂后油层温度按65℃计算。

4W6466井和WD6477井热化学驱油试验施工简述

4.1W6466井热化学药剂注入施工简述

9月16日工程公司三公司组织将注入设备人员搬家至井场；17日进行设备安装和调试；18—19日由风城作业区工艺所牵头对井场进行验收，并针对安全隐患进行整改；于9月20日13：

00开始开始注入冲洗液，进入正式施工阶段。

注入过程中初期日注量84m3/d排量下，井口注入压力为零；在累计注入量达到150m3之后井口注入压力逐渐上升，累计注入326m3（完成全部药剂注入）井口压力仅为4.5MPa（见图4-1）。

图4-1W6466井热化学药剂注入曲线

4.2WD6477井热化学药剂注入施工简述

9月28日工程技术公司将设备从W6466井场搬运至WD6477井场，并连接管线；9月29日拉运化学药剂并在现场摆放，安装油井防喷管；30日下午13:

00—18:

20开始注入冲洗液进入正式施工阶段。

在药剂注入过程中，注入初期日注量80m3/d排量左右，井口注入压力为零；在累计注入量达到100m3之后井口注入压力逐渐上升，累计注入200m3后井口压力基本稳定在5.5MPa左右。

尽管注入的热化学剂具有自生气特性（463.9m3注入药剂中含主处理液约410m3）,根据理想气体状态方程，6.0MPa地层压力下折合注入体积683.8m3，仍无法弥补油井生产过程中的采出量，在油井关井反应48小时后，药剂扩散，井口压力衰减为零（如图4-2）。

图4-2WD6477井热化学药剂注入曲线

5W6466井和WD6477井热化学驱油后恢复生产的驱油效果

5.1W6466井热化学驱油后恢复生产的驱油效果

W6466井于9月30日关井反应完成后恢复开井，施工前后油井生产数据曲线图（如图5-1）。

图5-1W6466井热化学吞吐试验施工前后产量变化曲线

注入热化学剂开井排完井筒顶替液后，油井产液量随着含水的降低产量快速下降，对比10月9日实测示功图与施工前示功图对比分析，油井供液能力下降，属油井严重供液不足（实测动液面876.6m,沉没度仅73.81m），如图5-2。

热化学吞吐试验后热化学吞吐试验前热化学吞吐试验前

图5-2W6466井热化学吞吐试验前后实测示功图对比

5.2WD6477井热化学驱油后恢复生产的驱油效果

WD6477井于10月11日关井反应完成后恢复开井，施工前后油井生产数据曲线图，如图5-3。

图5-3WD6477井热化学吞吐试验施工前后产量变化曲线

5.3W6466井和WD6477井热化学驱油后产出液粘度情况

同井组W6465井2013年6月18日测试20℃原油粘度7974.7mPa.s；WD6477井2011年5月5日测试20℃原油粘度4975.0mPa.s，施工前相同层位井原油物性参数如表5-1所示。

表5-1施工前相同层位井原油物性参数表

井号

分析日期

密度

层位

20℃粘度（mPa.s）

30℃粘度（mPa.s）

40℃粘度（mPa.s）

50℃粘度（mPa.s）

含蜡

（%）

备注

WD6535

2008-10-22

0.8822

T1b3

1098.0

508.4

242.9

136.1

2.02

研究院测试

W6465

2013-6-18

0.9254

T1b3

7974.7

2280

1636.2

1044.9

1.73

实验室测试

WD6477

2011-5-5

0.9155

T1b3

4975.0

2241

1122

689.6

2.65

研究院测试

W6466井恢复生产后于10月6日、10日和14日三次取样粘度测试数据和WD6477井恢复生产后于10月10日、14日和18日三次取样粘度测试数据（测量仪器为六速旋转粘度计，测量温度为室温20℃，测量剪切速度为600r/min），如表5-2。

表5-2W6466和WD6477井施工后返排液的粘度数据表

样品名

取样时间

剪切速度（r/min）

粘度（mPa·s）

粘度平均值（mPa·s）

W6466液样

2013.10.6

600

6.8

6.9

6.8

6.8

W6466液样

2013.10.10

600

5.1

5.2

5.2

5.2

W6466液样

2013.10.14

600

5.0

6.0

5.0

5.3

WD6477液样

2013.10.10

600

3.0

3.1

3.0

3.0

WD6477液样

2013.10.14

600

15.0

14.0

12.0

13.7

WD6477液样

2013.10.18

600

10.0

9.0

10.0

9.7

由表5-2与表5-1对比可以看出，W6466和WD6477两口井在实施热化学驱油后，油井恢复生产的产出液粘度大幅度降低。

W6466井产出液粘度6mPa·s左右，而WD6477井产出液粘度最高也才达到13.7mPa·s，相当于施工前的4975.0mPa.s来说，降粘率达到99%以上，这说明热化学驱油中的降粘作用得到实现。

油井产出液粘度如此低，储层流动系数应该大幅增大，油井产量相应上升；但实际油井产液量不仅没有增加，相反随着含水恢复到措施前水平，产液量略低于措施前产液量。

根据油层渗流理论和储层流动系数的定义可以判断，导致上述现象的主要原是液相有效渗透率的大幅下降，而液相有效渗透率的变化，则是流体中的气相相态引起的。

6W6466井和WD6477井热化学驱油效果分析

从上述W6466井和WD6477井的驱油效果和产出液粘度变化来说，热化学降粘效果在W6466井和WD6477井实现较好，但是热化学驱油的效果则明显对产量没有太大的推动作用。

分析热化学效果差的原因主要从内部和外部原因来分析，其中内部原因主要是指油井本身的影响因素，外部原因主要是热化学驱油体系的因素。

6.1内部因素

储层压力水平低、驱替能量不足，导致储层能量亏空严重；乌109断块网井布局不完善；储层渗透率低并存在严重的不均质；储层存在较强的敏感性是导致热化学驱油效果不明显的内在原因。

6.1.1储层能量亏空严重

低渗透储层油井产量递减快，主要是由于“超前开采，后期亏空”的结果[1]。

在乌109断块区域地层压力下降较快，由于地层压力下降，层间注水矛盾大，地层能量亏空日益严重，导致油井供液能力下降，生产压差大，产能较低[2]。

W6466井2012年3月13日压裂后投产至2013年9月热化学吞吐驱油试验前，已累计生产原油1583t，累计产水253m3,井点累计亏空体积1962m3（地层压力体积系数1.06—1.1，溶解气油比20—36m3/m3）。

WD6477井2011年4月1日压裂后投产至2013年9月热化学吞吐驱油试验前，已累计生产原油2198t，累计产水267m3，井点累计亏空体积2465m3（地层压力体积系数1.06—1.1，溶解气油比20—36m3/m3）。

虽然热化学药剂具有自生热的特性，能给储层补充部分能量，但是相对于储层的能量亏空而言，热化学剂补充的能量远远不足。

且关井后，储层的储集能力差，渗透率低，供液困难，因而使得产量递减较快[3]。

由于储层压力逐渐衰退，导致储层压力水平低，驱替能量严重不足，故储层能量亏空严重是热化学驱油效果差的最主要内部原因。

6.1.2网井布局不完善

乌109断块，因井网布局不完善，即便东部井区3口注水井（投用注水井：

2口），且因储层敏感性突出，注水井在较高的注入压力下单井日注水水平不足10m3，而西部井区仅有1口注水井（W6445）且W6445井于2008年开始注水，因周围无受效井而停注。

在地下亏空体积较大，日注水能量补充不足的情况下，热化学驱油的效果自然受到较大的影响，如图6-1。

6-1乌109断块井网布局图

6.1.3储层渗透率低且敏感性强

乌109断块主力油层T1b3层，属冲积扇沉积，微相属于辫流带；孔隙度14.5%～28.7%，平均17.51%；渗透率2.45mD～1798.59mD，平均39.97mD，属中孔、低渗储层。

通过对乌36井区粘土矿物含量统计（如表6-1），乌109断块区块T1b储层为高临界盐度、中等偏强水敏、强体积流量敏感性和中等——弱速度敏感性。

其中，中——弱速敏易造成大量的微小颗粒释放出来并分散运移，堵塞地层孔隙，从而降低地层渗透率[4]。

该储层中等偏强水敏，可能引起粘土矿物水化“膨胀”分散和运移，从而造成储集层渗透率下降的现象[5]。

也易使得地层水长时间爆氧进而使得岩心矿物组分与水发生物质交换，从而导致膨胀后的黏土颗粒粘结不紧密[6]，使储层出现速敏现象。

表6-1乌36井区粘土矿物含量统计表

项目

粘土矿物相对含量（%）

伊/蒙混层比（%）

伊/蒙混层

高岭石

绿泥石

伊利石

范围

11～82

6～86

0～21

3～17

66.83

平均

48.83

34

9.43

7.73

6.2外部因素

在乌109断块上进行的热化学驱油外部因素主要是指热化学体系本身因素对热化学驱油效果的影响。

主要从热化学体系自身反应、热化学剂对储层的伤害因素、热化学产热峰值及热化学泡沫等方面来分析。

6.2.1热化学自身反应体系

乌109断块热化学体系的主要热化学反应是：

从理论上讲，此热化学反应有两种催化方式：

加热和H+。

在现场应用中，如果油井地层温度足够高，即可达到自身加热来催化此热化学反应；如果油井地层温度比较低（如新疆乌尔禾风城油田乌36井区乌109断块油井地层温度约为33℃左右），通过加热的方式来催化，基本不可行，只有在反应中加入H离子，通过H离子来催化热化学反应。

在实际注入储层时，由于酸液在储层中的消耗及地层自身的温度和压力等条件的影响，会使GT—N1和GT—N2不完全反应或者发生副化学反应。

具体表现为：

当GT—N1单独与H+接触时，易产生不稳定物质，并伴随不稳定物质的自身分解，产生淡黄色有刺激性气体。

且当有H+存在时，GT—N2溶液中的离子易部分电离形成HCl，腐蚀性较强，在现场施工过程中该腐蚀性对管线有一定的腐蚀作用，导致漏液严重。

6.2.2热化学剂对储层的伤害

有研究描述：

GT—N1本身对低渗透泥岩储层有一定的伤害；故GT—N1和GT—N2化学生热体系处理油层时，先注入GT—N2溶液预冲洗地层，再注入酸性GT—N2溶液，最后同时注入酸性GT—N2溶液和GT—N1溶液。

该注入方式的优点是改善地层、完成预冲洗的作用；降低驱替压差，增加注入能力；增加之后化学生热反应段的波及范围；反应残液段与反应后期段的渗透率损害率均低于化学生热段。

即注入井的近井地带储层损害程度大于远井地带储层。

6.2.3热化学剂产热峰值

在实际注入储层时，由于酸液在储层中的消耗及地层自身的温度和压力等条件的影响，会使GT—N1和GT—N2不完全反应。

也就是说热化学反应产生的热量并没有达到实际设计的那么多，而且在施工过程中，存在药剂接触不充分以及热量损失等因素，导致储层实际热能量有较大幅度的锐减。

同时，GT—N1和GT—N2的反应受反应物浓度以及环境温度的影响较大（夏季实验室室温条件下实验，最高热峰值可达到70℃左右，冬季实验室室温条件下，最高热峰值仅达到50℃左右）。

殷丹丹[7]在“稠油油藏层内提温改质降黏技术室内实验研究”一文中提到，对GT—N1和GT—N2生热体系反应达到的温度峰值影响最大的因素是反应物的浓度，其次是pH值，最后是初始反应温度；且在实际条件（地层温度45℃）时候，优选出的生热体系的配方为GT—N1：

4mol/L，GT—N2：

4mol/L，pH=2。

因此，对于新疆克拉玛依乌尔禾地层温度为33℃来说，热峰值不够，对储层能量的补充也显得无力。

6.2.4热化学剂泡沫

因为GT—N1和GT—N2的反应是有气体（N2）生成的，在热化学体系中，GLT-6#水溶性降粘剂即使发泡剂又是降粘剂。

GLT-6#水溶性降粘剂是一种性能优异的驱油用表面活性剂，它主要是通过改变原油的乳化性能，降低油水界面张力，改变油藏岩石表面的润湿性；同时，该降粘剂具有优异的起泡性能，在注入氮气并充分搅拌的条件下，微泡沫体积可达80～150倍。

在上述两种性能的共同作用下，可明显提高油藏的采收率。

理论上，热化学吞吐驱油注入过程完成后油井恢复生产，微泡沫应该起到良好的推动作用，但是在W6466和WD6477井中则表现出相反的现象。

具体原因是，但泡沫进入渗流的中部地带驱油阶段，泡沫驱油渗流、混气复合体系驱油渗流和与降粘剂驱油相似的乳状液渗流并存，这些流体渗流至近井地带后，因储层渗透率低，孔隙吼道细小、狭窄，井筒内液体几乎被掏空，驱替压差骤然放大，微泡沫快速超越、液膜分割并发生截断；单纯由超越所产生的泡沫会使稳定气体的渗透率大幅度降低；因地层压力水平低、驱动力小而形成相对静止的气泡或液膜，进一步增大了渗流阻力；这种现象使储层有效渗透率会大大降低，液相通过孔隙吼道的绝对数量也会大幅度下降。

泡沫滞留储层孔隙而降低储层有效渗透率的现象与储层绝对渗透率密切相关，绝对渗透率相对较高时（一般大于300mD），此现象不明显；绝对渗透率越低，这种现象越明显，有效渗透率降幅越大。

7乌109断块热化学吞吐驱油后期措施与改进意见

7.1热化学吞吐驱油试验取得的经验及教训

1、油溶性降粘剂和水溶性降粘剂在热化学体系中的复配使用，对乌109断块百口泉组油层稠油降粘效果显著（降粘效果达99%），为乌109断块稠油油藏后期调整改造或稠油冷采提供了可用的较完善的降粘体系。

2、LD热化学体系储层物性和储层流体配伍性好，没有出现沉淀现象，为油藏强性水驱摸索了经验。

在两口井LD热化学体系注入过程中，由于体系具有良好的配伍性能和优异的降粘功效，与目前东部井区的两口注水井注入压力、排量对比，LD体系注入压力低仅为注水井压力的1/3，排量是注水井的8倍，这为改油藏后期提高地层压力水平，提高单井吸水能力摸索了经验。

3、在作业之前，应该认真剖析目的储层的构造、储层物性、储层井网结构等等方面。

并根据实际情况，选择既能保护储层不被伤害又能提高储层产能的开采技术。

7.2热化学吞吐驱油试验后期措施与建议

7.2.1疏通储层渗流吼道改造储层渗透率

乌109断块油井渗透率低，储层发育不完全，致使单井产能低下。

采用非酸解堵技术或者酸化转向技术，可达到改造储层渗透率的目的。

进而在不破坏储层骨架主体结构的前提下，疏通储层的孔隙吼道，增大吼道直径，增加储层绝对渗透率，解除为泡沫乳堵造成的伤害。

7.2.2优化施工工序

乌109断块，因井网布局不完善，即便东部井区投用了两口注水井，因储层敏感性突出，注水井在较高的注入压力下单井日注水平不足10m3，而西部井区无注水井，地下亏空体积较大。

由于储层压力过低，导致热化学吞吐驱油出现了“只吞”“不吐”。

A、首先注入成本低的含有降粘剂和粘土稳定剂的活性水，提高地层压力；同时验证化学冷驱试验的可能性。

如果具备条件，在井网密度大的区域选择1口目标注水井，进行高强