控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法

刘金璐, 李军, 何举涛, 杨宏伟, 柳贡慧, 李辉

刘金璐,李军,何举涛,等. 控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法[J]. 石油钻探技术,2024, 52(1):45-53. DOI: 10.11911/syztjs.2024005
引用本文: 刘金璐,李军,何举涛,等. 控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法[J]. 石油钻探技术,2024, 52(1):45-53. DOI: 10.11911/syztjs.2024005
LIU Jinlu, LI Jun, HE Jutao, et al. A segmented prediction method for fluid density and rheology during managed pressure cementing injection stage [J]. Petroleum Drilling Techniques,2024, 52(1):45-53. DOI: 10.11911/syztjs.2024005
Citation: LIU Jinlu, LI Jun, HE Jutao, et al. A segmented prediction method for fluid density and rheology during managed pressure cementing injection stage [J]. Petroleum Drilling Techniques,2024, 52(1):45-53. DOI: 10.11911/syztjs.2024005

控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法

基金项目: 国家自然科学基金重大科研仪器研制项目“钻井复杂工况井下实时智能识别系统研制”(编号:52227804)、国家自然科学基金联合基金项目“特深井复杂温压场测量与井筒压力剖面控制基础研究”(编号:U22B2072)、国家自然科学基金青年科学基金项目“深井复杂地层智能井控井筒压力预测模型与优化控制方法”(编号:52104012)、中国石油大学(北京)科研基金(编号:2462023BJRC008)联合资助。
详细信息
    作者简介:

    刘金璐(1995—),男,山西襄汾人,2018年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业,石油与天然气工程专业在读博士研究生,主要从事控压固井、控压钻井、多相流方面的研究。E-mail:790118395@qq.com

    通讯作者:

    李军,lijun446@vip.163.com

  • 中图分类号: TE256+.7

A Segmented Prediction Method for Fluid Density and Rheology During Managed Pressure Cementing Injection Stage

  • 摘要:

    为解决控压固井注入阶段入井流体密度及流变性预测难的问题,设计了流体密度和流变性测量试验,基于试验结果优选了流变模式,建立了考虑不同流体性能差异的温压耦合模型,提出了流体密度和流变参数的分段预测方法。以川北地区X井为例进行了模拟计算,模拟结果表明:采用分段方法可将赫巴模式、四参数模式等多种流变模式作为优选对象,能更精确地描述流体的流变性;控压固井注入阶段采用常规计算方法,井口回压值偏低,大大增加了地层气侵风险,且不同方法预测的环空温度场相差不大;温度和压力的耦合作用对于流体密度和流变性及其变化规律的影响较大,也会对环空浆柱结构的设计及固井施工效果产生重要影响。研究结果为控压固井设计施工提供了理论依据。

    Abstract:

    To solve the problem of difficult prediction of fluid density and rheology during the managed pressure cementing (MPC) injection stage, the measurement experiments of fluid density and rheology were designed, and the rheological model was optimized based on the experimental results. Then, a temperature-pressure coupling model was established considering the difference in fluid properties, and a segmented prediction method for fluid density and rheology was proposed. Finally, the Well X in northern Sichuan was taken as an example, and the simulation results show that the segmented method can describe the rheology of the fluid more accurately by taking the Herschel-Buckley model, the four-parameter model, and other rheological models as the preferred objects. During the MPC injection stage, the conventional calculation method can make the wellhead back pressure value low, which will greatly increase the risk of formation gas invasion. Meanwhile, the annulus temperature field predicted by different methods has little difference. The coupling effect of temperature and pressure has a great influence on the density and rheology of fluid and their variation law, which will also greatly affect the design of the annular slurry column structure and cementing effect. The research results provide a theoretical basis for the design and operation of MPC.

  • 渤海P油田位于渤海中南部海域,由多个断块组合而成,在纵横向上具有多套油水系统,属于典型的疏松砂岩稠油油藏,以陆相河流相、三角洲相沉积为主,平面及纵向非均质性强。该油田采用大段防砂、强注强采的开发模式,水驱开发效率低,目前油田综合含水率已达83.1%,但采出程度仅15.1%;另外,由于注入水水质差、注水强度高,致使注水井无机堵塞严重,注水压力长期居高不下,难以满足配注要求[1]

    为解决该问题,经广泛调研发现,层内生成CO2调驱技术无需天然气源、注入工艺简单,能够很好地克服常规CO2驱的局限性,得到国内外学者的广泛关注,并开展了相关研究和矿场试验[2-6]。1999年,Kh. Kh. Gumersky等人[7]最先发现碳酸(氢)盐在地层条件下能够与酸发生反应生成大量的CO2,并于2000–2004年在Novo-Pokursky油田开展了矿场驱油试验,3个月累计增油量超过2 700 t;2010年,B. J. B. Shiau等人[8]系统研究了可在储层自发生成CO2的氨基甲酸铵和氨基甲酸甲酯等化学药剂及其调驱机理。国内也相继开展了层内生成CO2调驱技术研究和先导性试验,邓建华等人[9]依据层内生成CO2的机理研制了KD-79单液生CO2体系和KD-79双液生CO2体系,驱替试验表明,这2种体系都可以起到调剖、驱油的作用;赵仁保等人[10]利用填砂管进行了层内自生CO2的试验研究,结果表明向生CO2体系中添加起泡剂可有效控制CO2气体在高渗管中的窜流;2008年3月开始,河南油田魏岗和江河井区的9口井实施了层内生CO2深部解堵增注措施,措施后平均注入压力为3.64 MPa,累计增注量61 179 m3,有效期长达322 d[11];2016年,李文轩等人[12]通过室内试验筛选出以盐酸和小苏打为主剂的层内自生CO2解堵体系,矿场试验表明,该体系具有优良的的暂堵分流能力和增油效果。

    笔者针对渤海P油田的储层特征及开发特点,提出采用集调剖、驱油、增注于一体的层内生成CO2调驱技术,然后通过室内试验优选了适用于渤海P油田的生CO2体系及配套的泡沫体系,并将其规模化应用于现场,取得了良好的调整注水井吸水剖面、降压增注和稳油控水效果,为渤海P油田的高效开发提供了技术手段。

    层内生成CO2调驱技术通过向目的层分段塞交替注入生气剂和释气剂,2种药剂在油层内发生化学反应放热并释放出CO2气体,与注入的发泡体系共同作用于油层。该技术在保留常规CO2驱优点的同时克服了其缺点,能够同时实现近井调剖、解堵和远井驱油的功能,其具体作用原理如下:

    1)解堵作用。生气剂和释气剂反应放热可解除有机堵塞,起降压增注作用。

    2)调剖作用。生成的CO2与发泡体系作用形成CO2泡沫,并与添加的稳定剂配合,可以封堵高渗层,改善水驱效果。

    3)驱油作用。CO2溶于原油,使原油体积膨胀,原油黏度和油水界面张力降低。

    4)降黏作用。生气剂与释气剂发生化学反应放出的热量可以降低原油的黏度。

    针对渤海P油田储层非均质性严重和近井地带污染等问题,根据调剖、解堵和驱油一体化的思路,进行层内生气调剖关键技术研究,主要进行了生气体系优选、泡沫体系筛选和稳定剂优选。

    利用化学反应釜考察了生气剂和释气剂对生气量和生气速率的影响,以获得最优生气体系。层内生气试验装置如图1所示。

    图  1  层内生气试验装置
    A. 水浴锅;B. 广口烧瓶;C. 酸式滴定管;D. 二口烧瓶;E. 量筒;a. 清水;b. 生气剂溶液;c. 释气剂或缓释体系
    Figure  1.  Experimental device of in-situ CO2

    分别选用相同浓度的生气剂A,B和C与释气剂D,E和F,预先将生气剂A,B和C溶液置于图1中的广口烧瓶中,然后用酸式滴定管加入相同浓度的释气剂D,E和F,考察其生气量和生气效率,60 ℃下的生气效果见表1

    表  1  不同生气体系的生气效果(60 ℃)
    Table  1.  Statistics of system components and gas generation effects (60℃)
    生气体系生气量/mL理论生气量/mL生气效率,%
    生气剂A+释气剂D27929096.2
    生气剂B+释气剂D28029096.6
    生气剂C+释气剂D27929096.2
    生气剂A+释气剂E24229083.4
    生气剂B+释气剂E24929085.9
    生气剂C+释气剂E26729092.1
    生气剂A+释气剂F 6629022.8
    生气剂B+释气剂F 7829026.9
    生气剂C+释气剂F12329042.4
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    表1可以看出,生气剂A,B和C与释气剂D反应的生气量最大,生气效率最高,生气量在280 mL左右,生气效率均达到96.0%以上。考虑经济性和稳定性,选择生气剂A+释气剂D的生气体系。

    在100 mL模拟地层水中分别加入不同量的发泡剂,配制成发泡剂溶液,采用Waring Blender法考察其发泡体积和析液半衰期,结果如图2图3所示。

    图  2  不同发泡剂在不同加量下的发泡体积
    Figure  2.  Changes of foaming volume with the concentration of different foaming agents
    图  3  不同发泡剂在不同加量下的析液半衰期
    Figure  3.  Changes of half-life time with the concentration of different foaming agents

    图2图3可以看出,发泡剂加量较小时,不同发泡剂的发泡体积和析液半衰期均随着加量增加而增加;但发泡剂加量过大时,其发泡体积和析液半衰期反而略有下降。这是因为发泡剂加量增加到一定程度时,其分子在气液表面排列的无序度增加,致密度降低,造成泡沫液膜强度减弱,稳定性随之降低。从图2图3还可以看出:发泡剂2~5不仅发泡体积大,且泡沫的稳定性好,因此选取发泡剂2~5进行复配,进行下一步筛选。

    发泡剂加量控制在0.3%,将发泡剂2~5分别以2∶1和1∶2的比例进行复配,考察复配后的发泡性能,结果如图4所示(图4中,发泡体系1为发泡剂2和发泡剂3按2∶1复配;发泡体系2为发泡剂2和发泡剂3按1∶2复配;发泡体系3为发泡剂2和起泡剂4按2∶1复配;发泡体系4为发泡剂2和发泡剂4按1∶2复配;发泡体系5为发泡剂2和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系6为发泡剂2和发泡剂5按1∶2复配;发泡体系7为发泡剂3和发泡剂4按2∶1复配;发泡体系8为发泡剂3和发泡剂4按1∶2复配;发泡体系9为发泡剂3和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系10为发泡剂3和发泡剂5按1∶2复配;发泡体系11为发泡剂4和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系12为发泡剂4和发泡剂5按1∶2复配)。从图4可以看出,发泡体系5(发泡剂2和发泡剂5以2∶1的比例复配)的发泡体积为740 mL,析液半衰期达219 s,表现出优良的协同效应。因此,选0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5作为发泡体系。

    图  4  不同发泡体系的发泡体积和半衰期
    Figure  4.  Foam volume and half-life of different foaming systems

    为保证泡沫在渗流过程中能封堵优势渗流通道,需要加入稳定剂。利用渗透率2 000~10 000 mD的填砂模型进行流动试验,考察泡沫加入不同稳定剂后对不同渗透率渗流通道的封堵能力,结果如图5所示。从图5可以看出,泡沫加入稳定剂1对高渗渗流通道的封堵率基本保持在90%左右,封堵性能最好;泡沫加入稳定剂2对低渗渗流通道的封堵性较好,但由于其溶解性好,易被冲刷,封堵率随渗透率升高下降很快,稳定性较差;泡沫加入稳定剂3和稳定剂4的封堵性能比加入稳定剂1差,但比加入稳定剂2强。综上所述,选用稳定剂1。

    图  5  泡沫加入不同稳定剂后的封堵性能
    Figure  5.  Comparison of plugging performance of plugging systems with different stabilizers

    渤海P油田先后进行了5批次15井组的层内生成CO2调驱作业,累计注入调剖剂15 423 m3,措施后累计增注量69 986 m3,累计增油量达33 413 m3,措施成功率100%,取得了显著的调剖、降压增注和稳油控水效果。下面以渤海P油田B1注采井组为例介绍该技术的具体应用情况。

    根据渤海P油田B1注采井组的地质油藏特征,利用室内优选的生气体系和发泡体系,进行层内生成CO2方案设计,以降低该井组注水井的注入压力,增加注水量的同时提高驱油效率,提高油井产油量。具体步骤为:

    1)根据注水井和生产井的井距、注水层有效厚度、油层孔隙度等油藏资料,利用层内生成CO2数学模型,计算出措施井注入药剂的量。

    2)根据井组的具体情况确定药剂的段塞组合,以确保药剂在地层中能充分混合反应。B1注采井组注水井B1井的注入段塞组合如表2所示。

    表  2  B1井层内生成CO2注入段塞组合
    Table  2.  Slug formation form in-situ CO2 generation in Well B1
    注入顺序生气剂体积/m3隔离水体积/m3释气剂体积/m3
    段塞160360
    段塞260360
    段塞360360
    段塞430330
    段塞530330
    段塞630330
    段塞730330
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    3)按照设计在钻井液池中配制药剂溶液,分别使用钻井泵和酸化泵以油管正注的方式将生气剂、释气剂和稳定剂笼统注入目的层位,作业方式为不动管柱作业,施工周期短,作业成本低。

    4)注入过程中根据现场地层吸水测试结果不断优化药剂注入排量。前期控制注入速度,使药剂优先进入高渗层进行封堵;后期适当提高注入速度,启动低渗层。

    表3为B1注采井组注水井B1井应用层内生成CO2调驱技术前后吸水剖面测试结果。由表3可知,应用层内生成CO2调驱技术后,强吸水层的吸水能力降低,弱吸水层的吸水能力增强,如吸水能力较弱的第4小层的吸水量占比大幅提高(从5%增至73%),而主力吸水层第3小层的吸水量占比显著减小(从69%降至13%),表明层内生成CO2调驱技术取得了良好的调剖效果。

    表  3  层内生成CO2调驱技术应用前后注水井B1井吸水剖面测试结果
    Table  3.  Comparison of water absorption profile in Well B1 before and after measurement of in-situ CO2 generation
    小层号吸水量占比,%
    应用前应用后
    125 5
    2 1 9
    36913
    4 573
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    应用层内生成CO2调驱技术后,注水井B1井的视吸水指数提高了24.6%,累计增注量达20 721 m3。与注水井B1井对应的8口受效生产井累计净增油量2 430 m3,考虑递减后的增油量4 724 m3,平均有效期长达5个月。

    1)针对渤海P油田注水开发存在的问题,采用了集调剖、驱油和增注于一体的层内生成CO2调驱技术,通过室内试验优选出了层内生成CO2体系配方:生气剂A+释气剂D构成生气体系,0.2%起泡剂2+0.1%发泡剂5+稳定剂1构成发泡体系。

    2)现场应用表明,层内生成CO2调驱技术可以解决渤海P油田注水开发存在的问题,建议在该油田推广应用。

  • 图  1   流体密度和流变性试验装置示意

    Figure  1.   Experimental device for the density and rheology of fluid

    图  2   不同温压条件下剪切力随剪切速率的变化曲线

    Figure  2.   Curve of shear force changing with shear rate under different temperature and pressure conditions

    图  3   环空动态分段示意

    Figure  3.   Dynamic segmentation of annulus

    图  4   分段预测流程

    Figure  4.   Segmented prediction flow chart

    图  5   环空压力场随时间变化的云图

    Figure  5.   Cloud diagram of annulus pressure field changing with time

    图  6   井口回压随时间变化的曲线

    Figure  6.   Curve of wellhead back pressure over time

    图  7   环空温度场随时间变化的云图

    Figure  7.   Cloud diagram of annulus temperature field changingwith time

    图  8   环空不同位置温度随时间变化的曲线

    Figure  8.   Curve of annulus temperature at different locations over time

    图  9   环空流体密度分段预测结果

    Figure  9.   Segmented prediction results of annulus fluid density

    图  10   环空流体流变参数分段预测结果

    Figure  10.   Segmented prediction results of annular fluidrheological parameters

    图  11   固井顶替效率预测结果

    Figure  11.   Predicted results of cementing displacement efficiency

    表  1   流变模式回归及组合优选

    Table  1   Rheological model regression and combination optimization

    温度/℃ 流变模式 优选结果
    宾汉模式 幂律模式 赫巴模式
    20 0.978 4 0.991 2 0.983 4 幂律模式
    60 0.998 0 0.973 1 0.980 5 宾汉模式
    140 0.991 0 0.991 2 0.995 6 赫巴模式
    200 0.983 4 0.984 1 0.993 1 赫巴模式
    平均可决系数R2 0.987 7 0.984 9 0.988 2 0.994 5
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    表  2   现场泵注程序

    Table  2   Field pumping procedure

    序号流体类型体积/m3密度/(kg∙L−1排量/ (m3∙min−1)
    0原钻井液2.000.270
    1前隔离液9.02.000.450
    2前冲洗液1.01.000.410
    3缓凝水泥浆7.02.100.435
    4快干水泥浆4.02.100.425
    5压塞液0.22.000.450
    6冲洗液0.31.000.400
    7钻井液14.22.000.405
    8隔离液8.32.000.410
    9加重钻井液7.22.400.405
    10钻井液224.52.000.410
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-11-03
  • 修回日期:  2023-12-18
  • 网络出版日期:  2024-01-24
  • 刊出日期:  2024-01-24

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