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SPE 106908
水平井堵水技术在稠油油藏中的应用
Francesco Verre和Martin Blunt，石油工程师学会,伦敦帝国学院，Alan
Morrison Tony McGarva, 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Kv/Kh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（a）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：
k'rwk'ro M? （1） /?w?o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。
图1 Captain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。