长6油层（精选7篇）
长6油层 篇1
一、油田勘探开发现状
杏子川油田长6层开发主要分布在化子坪镇地区, 该区由长庆石油勘探局于1985年10月首钻塞100井, 发现长2及长6油层, 分别获得日产8.29、5.87吨工业油流。1988年由杏子川采油厂接收, 1992年钻探的化4井获得工业油流, 经过十几年的滚动勘探开发, 本区已形成一个年产30.00×104吨原油的生产基地。截至2010年12月底, 共有开发井1345口, 其中生产井1011口, 注水井34口。单井初月产油一般11.1~384.0 t, 平均约65.19 t, 产量综合递减率约为13.0%。到2010年12月底, 研究区已累计产油166.0×104t。油井含水较高, 平均在55%左右, 采油时间的增加变化不大。
二、清洁压裂液现场试验
2009年6月, 在化子坪油田化344井组进行了3口井的清洁压裂液试验, 并与同一井组常规瓜胶压裂的化344-1、化344-2、化344-3进行了压后产量对比。
化344-4、化344-5、化344-6等3口试验井采用清洁压裂液作为施工液体。在现场施工过程中, 清洁压裂液性能稳定, 保证了加砂过程的顺利进行, 均按设计要求加入相应数量的支撑剂, 平均加砂。
由于清洁压裂液无残渣, 对储层无伤害, 因此压后可以不排液直接投产。3口试验井在投产后, 生产能力较邻井有明显提高。截止7月7日, 3口井试验井单井较邻井平均日产液提高1.87m3, 平均日产油提高0.43t, 增产效果明显, 同时生产过程中的递减明显低于邻井。
清洁压裂液3口试验井储层厚度相对较薄, 储层孔隙度不高, 含油性较差。试验井与对比井的声波时差值基本一致;对比井的电阻率平均较试验井高2.15Ω.m;试验井的孔隙度平均为8.66%, 较对比井低0.85%;对比井的含油饱和度相对较高, 较试验井高1.54%;试验井的渗透率相对较低, 较对比井低0.2m D;试验井的泥质含量较低, 平均为13.44%, 较对比井低0.57%。
其中化344-6井含油饱和度仅有22%左右, 储层物性较差, 渗透率明显较低, 改造难度大。3口对比井储层厚度相对较好, 储层孔隙度较低, 最低达到7.8%, 含油性一般, 但化344-4井含油饱和度较高, 平均值达到55.39%左右, 储层物性较差, 渗透率变化明显, 最低值0.58m D。
三、试验井与对比井施工参数对比
对三口试验井井加砂量、砂比和排量等施工参数与对比井进行了对比分析, 清洁压裂液试验井平均加砂量与对比井接近。从施工压力数据看, 清洁压裂液试验井的破压、工作压力较对比井高, 停泵压力基本相近, 压力值在6.0MPa左右。从加砂砂比看, 试验井由于设计砂比较低, 现场施工砂比较对比井较低。从施工液体量看, 试验井的前置液比对比井相对较多, 有利于形成长缝。
四、现场试验效果分析
1. 试验井投产状况
化344-4、化344-5、化344-6等3口井应用清洁压裂液压裂后迅速进行投产, 投产后生产效果较好、生产曲线见图5-1、图5-2和图5-3。从生产数据看, 清洁压裂液3口试验井投产后产能较好, 化344-6井投产初期日产液量达到15 m3, 同时3口井投产1个月后产能下降较慢, , 化344-5井目前日产液6.50m3, 日产油2.87t。
由数据表可知, 3口井投产初期, 日产油能力一般, 日产油最高只有4.25t, 日产油最低只有2.72t, 分析认为, 这是由于3口井储层物性相对较差, 储层渗透率及含油饱和度均相对较低, 因此投产初期生产能力相对较差。同时化344-6井含水相对较高, 分析认为这是因为化344-6井储层厚度最薄, 因此在同样的施工排量下, 形成了一定的无效支撑, 使得地层水大量产出。
3口井试验井投产后, 稳产能力较好, 投产1个月后, 3口井平均日产油分别为2.79t、3.46t、1.74t, 产油能力递减较小。这主要得益于清洁压裂液体系对储层伤害小, 对裂缝导流能力无伤害。
2. 试验井与可对比邻井产量对比
分析了试验井和可对比邻井在投产后不同时间段产量对比。从投产初期及每10天的生产数据看, 由于试验井由于物性较差, 物质基础低于邻井, 因此, 生产初期产能明显低于邻井, 但是由于清洁压裂液的无残渣、低伤害的特点, 随着生产时间的延长, 试验井产能下降较慢;投产10天后, 平均日产液超过对比井, 平均日产油水平与邻井接近;在投产20天后, 生产能力完全超过对比井, 日产液及日产油水平均高于邻井;在投产30天后, 试验井的平均日产液超过邻井1.87m3, 平均日产油超过0.43t, 增产效果明显。
3. 试验井与可对比邻井产量递减对比
分析了试验井与邻井在不同时间段产量递减对比, 从实验结果可以看出对比试验井与邻井的投产后的每10天的生产递减, 可以看出, 邻井的生产递减明显高于试验井, 试验井的平均日产液递减率最高为28.4%, 而邻井的平均日产液递减最高达到了56.85%;试验井的平均日产油递减率最高为19.0%, 而邻井平均日产油的递减率最高达到了38.61%。根据生产数据对比初步分析, 清洁压裂液试验井的生产递减水平好于邻井, 能够一定程度上减缓生产递减。
五、认识和建议
清洁压裂液具有无残渣、低伤害等优点, 通过在延长油田杏子川采油厂3口井的现场试验, 证明清洁压裂液在现有压裂设备条件下, 能够顺利完成现场施工。通过与周围邻井的对比分析, 取得了一定的认识。
1. 清洁压裂液具有无残渣、低伤害等优点。
2. 采用清洁压裂液的3口试验井与邻井物性相近, 邻井的渗透率及含油性略好于试验井。
3. 在现场施工中, 采用清洁压裂液的3口井现场施工顺利, 加砂过程中施工压力平稳。
4. 在投产后, 3口试验井在投产20天后, 平均的生产能力超过邻井, 并保持持续高于邻井, 目前平均日产油较邻井提高0.43t。
5. 投产后, 3口试验井的生产递减低于邻井。
6. 建议推广应用清洁压裂液技术。
长6油层 篇2
镇泾油田长6油层在纵向上和平面上, 都具有非均质性, 特别是平面非均质性, 导致大量注入水沿着某个方向突进, 最终导致水驱效果不理想[6]。此外, 长6油层是典型的中温 (55℃～62℃) 、高盐 (≥50000mg/L) 。油层实际温度60℃, 但地层水矿化度却高达105630.59mg/L, 特别是Ca2+、Mg2+离子含量高, Ca2+离子含量达到了5548.35mg/L、Mg2+离子含量也达到了1491.74mg/L。这样苛刻的油层条件, 一般的调剖堵水体系的效果由于体系的收缩和脱水, 导致调剖效果不理想或有效期短[7,8,9]。因此, 必须开展适合于该油层实际条件的抗温抗盐的新型调剖堵水化学剂和体系的研究。
为了得到准确的调剖体系, 本论文在SK2-2井组实际注入水 (矿化度1100mg/L) 和实际产出水 (矿化度105630.59mg/L) 条件以及油层温度 (60℃) 条件下, 对具有理想抗盐和抗硬度的疏水缔合聚合物主剂进行了体系配方的筛选和评价。包括主剂浓度、交联剂浓度、pH值以及交联体系的成胶时间、成胶强度、长期稳定性进行了实验评价。最终优选出了适合油层条件的疏水缔合聚合物交联调剖体系。再进行驱油实验验证, 取得了较好的增油效果, 认为该疏水缔合聚合物调剖体系性能优良, 适用于长6层深部调剖。
1 实验部分
1.1 实验仪器与药品
BROOK-FIFLD黏度计 (DV—III) ;恒温磁力搅拌器;电子天平;恒温烘箱。
调剖主剂聚合物:疏水缔合聚合物AP-P4;交联剂:乌洛托品、苯酚、间苯二酚;助剂:草酸;水井注入水:镇泾油田ZJ1号水源井的清水, 1100mg/L。
1.2 体系配制
采用单因素变化法安排实验工作, 即固定其他试剂浓度变其中一种物质浓度, 成胶温度为60℃。成胶粘度用Brook-field (DV-III) 粘度计在60℃下测定。
2 实验结果与讨论
2.1 聚合物浓度对调剖体系粘度的影响
在聚合物调剖提高采收率技术中, 聚合物用量多少是确定凝胶成胶强度以及影响技术经济成果的关键参数。因此, 在长6油层温度和注入水条件下, 进行了缔合聚合物浓度对调剖体系成胶性能的影响研究, 乌洛托品浓度549mg/L、苯酚浓度549mg/L、间苯二酚浓度115mg/L、草酸浓度1120mg/L。
由图1中可以看出, 在实验的浓度范围内体系的凝胶粘度随聚合物浓度的增加而上升。当缔合聚合物浓度在500mg/L以下, 体系粘度太低, 此时交联溶液不能形成网状结构, 粘度和该浓度的聚合物溶液相差不大或者略高于该浓度的聚合物溶液, 形成体系不利于油藏的深部调剖。当聚合物浓度高于1000mg/L时, 疏水缔合聚合物分子间碰撞、缠绕几率增大, 与交联剂反应的聚合物增多, 聚合物开始交联并形成流动性很好的凝胶。
从表1看出, 同时浓度在1500～3000mg/L之间时成胶时间和脱水时间都较长, 有利于油层的深部调剖和增长调剖期。根据实验数据和经济成本初步确定调剖主剂 (缔合聚合物) 浓度在2000mg/L, 此时的粘度为29203mg/L。
2.2 乌洛托品和苯酚浓度对体系成胶性能的影响
在成胶实验中, 交联剂是影响和评价调剖体系性能的重要参数之一。实验在长6油层和注入水条件下, 研究了交联剂浓度对缔合聚合物调剖体系强度的影响, 聚合物浓度3000mg/L、间苯二酚浓度115mg/L、草酸浓度1120mg/L, 如图2。
从图2中可以看出:随着交联剂浓度的增加, 体系的成胶粘度迅速增加;在聚合物浓度一定时, 交联剂乌洛托品和苯酚的浓度为450mg/L时, 体系有理想的成胶强度, 体系粘度达到26931MPa·s。但当浓度进一步增大时, 体系的成胶粘度会下降并最终趋于平稳。而且下表可以看出, 虽然随着交联剂浓度的增加成胶时间有上升的趋势但影响很小, 而交联剂浓度为此450mg/L时, 成胶时间和脱水时间都符合深部调剖的需要, 因此认为该浓度可行。
2.3 间苯二酚对调剖体系成胶性能的影响
间苯二酚浓度对调剖体系成胶性能的影响进行了研究, 乌洛托品浓度549mg/L、苯酚浓度549mg/L、聚合物浓度3000mg/L、草酸浓度1120mg/L (如图3和表3) 。
从图3可以看出:在长6油层温度和注入水条件下, 间苯二酚对缔合聚合物调剖体系的粘度影响情况, 在130mg/L时, 缔合聚合物调剖体系的粘度达到最大值41691MPa·s。而且此时的成胶时间和脱水时间都符合深部调剖的需要, 因此认为该浓度可行。
2.4 草酸浓度对体系性能的影响
大量的实验证明, 在交联剂、聚合物主剂类型及浓度确定后, 溶液的pH大环境对凝胶性能有明显的影响。为了保证长6油层缔合聚合物交联体系的最佳pH环境, 在长6油层温度 (60℃) 和实际注入水条件下, 研究了草酸浓度变化对缔合聚合物调剖体系强度的影响, 乌洛托品浓度549mg/L、苯酚浓度549mg/L、间苯二酚浓度115mg/L、聚合物浓度3000mg/L (图4和表4) 。
由图4数据可以看出:在长6油层温度和注入水条件下, 体系的pH值对缔合聚合物调剖体系粘度的影响非常大。草酸浓度增大导致聚合物调剖体系的粘度也增大。基于草酸含量过高, 地和聚合物分子链上的阴离子羧基变为非离子的羧基, 分子链出现卷曲, 聚合物分子链上的交联点数目减少, 会使体系年度降低。所以选择1250mg/L, 粘度可达:37912MPa·s。此时的成胶时间和脱水时间也都符合深部调剖的需要, 因此认为浓度可行。
2.5 驱油实验
最后得出适于长6油层的调剖体系各物质的浓度为:
聚合物调剖主剂AP-P4:2000mg/L;
草酸:1250mg/L;
乌洛托品:450mg/L;
苯酚:450mg/L;
间苯二酚:130mg/L。
采用并联实验得到了三组岩心并联实验的相关数据见表5。
由表可知:在长6油层温度下, 疏水缔合聚合物调剖体系的调剖应用能很好的改善地下渗流情况, 增大原油的采收率。
3 结 论
(1) 疏水缔合聚合物弱凝胶具有化学交联和物理缔合交联双重作用, 该体系是一种适用范围广的交联剂;
(2) 在长6油层温度和注入水条件下的该体系浓度配方为:聚合物调剖主剂AP-P4:2000mg/L、草酸:1250mg/L、乌洛托品:450mg/L、苯酚:450mg/L、间苯二酚:130mg/L;
(3) 驱油实验证明该疏水缔合聚合物调剖体系具有很好的封堵性, 可以很好的起到调剖作用可适用于低渗透地层。
摘要：疏水缔合聚合物是目前理想的抗温、抗盐和抗剪切且具有高效增粘性的新型聚合物。疏水缔合聚合物调剖技术通过添加交联剂, 使之与缔合聚合物形成三维网状结构体系, 可控制成胶时间及强度, 改善单纯聚合物体系存在的抗盐性、耐温性、抗剪切性差的问题。本文结合镇泾油田长6油层注聚区块地层情况, 通过粘度和浓度关系实验优选出了适于该区块的疏水缔和聚合物调剖体系。驱油实验进一步验证了该调剖体系具有很好的调剖性能, 能显著提高油田的产油量或减缓油田的产量递减速度, 改善油藏水驱效果。
关键词：疏水缔合聚合物,粘度,浓度,驱油实验
参考文献
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长6油层 篇3
1 沉积微相类型
通过对岩心、测井、录井资料及薄片综合分析, 可将本区长6～长4+5油层组划分为以下几种微相类型 (表1) 。其中本区长6～长4+5油层组油气储集体主要为三角洲前缘水下分流河道、分流河道侧翼沉积及三角洲平原的分流河道沉积, 其次为少量的河口坝沉积。
2 沉积微相特征
2.1 三角洲前缘亚相
2.1.1 水下分流河道沉积
岩性主要由细砂岩、中-细砂岩组成, 含油性较好。砂体常呈粒度向上变细的正韵律旋回。纵向上常由多个砂层叠加, 形成叠合砂体, 叠合厚度可达20m以上。砂体与下伏地层多呈侵蚀接触, 底部常具冲刷面, 冲刷面上见10～20cm的泥砾层, 泥砾大小一般为0.5～3.0cm, 个别可达8cm以上, 属河道底部的滞留沉积。砂体中下部发育块状层理、平行层理、板状交错层理、槽状交错层理, 砂体上部见浪成波纹层理, 显示水下分流河道沉积虽然以较强的单向底流作用为主, 但同时叠加有湖浪改造的水下沉积环境特征。砂体在平面上呈条带状、网状分布, 向湖盆方向逐渐延伸, 剖面上大致呈顶平底凸的透镜状。
2.1.2 水下分流河道侧翼沉积
其沉积物粒度比水下分流主河道沉积略细, 单砂体厚度稍小, 一般为3～4m, 岩性主要为细砂岩, 粒度呈大致向上变细的正韵律, 垂向上也可见多个砂体叠加组成叠合砂体, 但叠合厚度小于同期形成的分流主河道沉积[2]。剖面结构、测井曲线特征及沉积构造序列与水下分流主河道沉积相似。
2.1.3 水下天然堤沉积
岩性为灰-深灰色、灰绿色含泥质条带的细砂岩、粉砂岩与泥质粉砂岩薄互层, 略呈粒度向上变细的正韵律, 韵律层序的厚度一般为0.5～1.5m。底部发育小型冲刷面, 层内主要发育水平层理等, 砂岩成分成熟度较低, 结构成熟度为中等, 杂基含量略高于水下分流河道沉积。所含化石稀少, 但保存相对较好。剖面结构上常覆盖在水下分流河道沉积之上, 上部常被后期沉积的水下分流河道或水下决口扇冲刷、改造而保存不完整, 甚至完全被冲刷, 或者向上连续过渡为细粒的分流间湾沉积。
2.1.4 水下决口扇沉积
岩性为灰色、深灰色含泥质细砂岩、粉砂岩夹薄层泥岩组成, 常呈向上变粗的反韵律层序, , 厚度为0.5～1.5m。砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低, 粒度概率累积曲线呈多段式, 无滚动次总体, 显示以悬浮搬运和快速堆积为主。砂岩、粉砂岩中主要发育块状层理等。生物化石稀少。平面上为水下决口扇位于水下分流河道沉积的两侧, 剖面上为位于分流河道沉积的上、下部位, 或与水下天然堤伴生, 或在分流间湾沉积中呈夹层出现, 与相邻微相在粒级和粒序方面多呈突变关系。测井曲线特征表现为自然电位曲线呈低—中幅指形、漏斗形或钟形, 微电极、电阻率曲线呈锯齿状, 反映层内泥质夹层较发育。
2.1.5 水下分流间湾沉积
岩性为深灰—灰黑色泥岩、泥质粉砂岩的薄互层, 沉积构造以水平层理为主, 可见沙纹层理和浪成沙纹层理, 表明形成于较宁静的低能环境, 但受到间歇性底流和湖浪的改造, 厚度变化较大, 为1～8m。含生物化石较丰富, 多为炭化植物茎、叶的碎片, 是旱地、近水湿地和水生属种的混合组合。植物碎片常沿层面富集分布, 局部形成煤线, 显示植物碎片的富集大部分是由外部搬运而来, 而非原地环境沼泽化的产物。平面上水下决口扇位于水下分流河道沉积之间, 剖面上往往位于水下天然堤之上、水下分流河道沉积之下, 有时夹水下决口扇沉积, 顶部或连续过渡为湖湾或前三角洲黑色页岩沉积, 或被河口砂坝、分流河道截切超覆。测井曲线呈平直或近于平直的变化, 间或出现由薄层粉、细砂岩引起的齿峰, 井径具明显的扩径现象。
2.2 三角洲平原亚相
三角洲平原亚相可划分为分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾及分流间沼泽等微相。其中分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾微相与三角洲前缘亚相的水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、水下分流间湾微相在沉积特征、测井曲线形态等方面基本相似。
3 结论
综上所述, 安定地区长6～长4+5油层组的主要沉积微相为三角洲前缘亚相和三角洲平原亚相, 三角洲前缘位于三角洲平原外侧的向湖方向, 处于湖平面以下的河湖共同作用地带, 沉积作用活跃, 是三角洲砂体的主体。三角洲平原亚相, 表现为碳质泥 (页) 岩、薄煤层、煤线沉积及细粒沉积物中的碳化植物碎屑明显增加, 并可见到植物根迹, 沉积环境过渡为水上环境。与三角洲前缘沉积相比, 河道砂体多呈透镜状, 横向变化大, 砂地比减小。
摘要：安定地区位于鄂尔多斯盆地东部, 属黄土高原的侵蚀梁峁地貌。本文研究了安定地区长6—长4+5油层组的主要沉积微相类型和沉积微相特征, 并对三角洲前缘亚相和三角洲平原亚相进行了详细地分析, 为今后该地区的进一步研究和开采打下了基础。
关键词：沉积微相,三角洲前缘,三角洲平原,水下分流河道
参考文献
[1]武富礼, 李文厚, 等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报, 2004, 6 (3) .
长6油层 篇4
1有效烃源岩生排烃历史
烃源岩的生排烃时间代表了油气藏形成的最早时间, 因此可以根据烃源岩热演化史的研究确定油气藏形成的时间下限。该方法同圈闭形成时间法一样, 只能给出大致的成藏时间范围或者成藏的最早时间, 无法确定具体的成藏年代。并且, 研究的对象也并不是储集层/油气藏本身, 而是基于烃源岩热演化史对成藏时间的外推。其确定成藏时间的准确性主要取决于埋藏史和热史恢复的客观性[4—7, 17]。研究区鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组油藏的油源主要为长7段和长6段生烃有机质[15,18], 基于Easy%Ro模型[4], 通过姬塬油田各区带钻穿长7段的多口代表性深探井 (如C53、A78、L38、H168、L36、Y180等) 埋藏史、热史、生烃史模拟, 结合实测镜质体反射率拟合校正分析, 可知研究区长7段和长6段暗色泥岩有机质热演化程度基本处于中等演化阶段 (Ro处在0.7%~1.2%) , 均已进入了生油门限, 深洼地区长7段和长6段有机质正处于生/排液态烃的高峰期 (图1) 。综合分析, 认为姬塬油田延长组长6油层组有效烃源岩于晚侏罗世晚期-早白垩世早期 (160 Ma~140 Ma) 开始进入生排烃门限 (此时地温接近75℃、Ro接近0.6%) , 并于早白垩世晚期 (120 Ma~100 Ma) 进入大量生/排液态烃阶段 (此时地温接近125℃、Ro接近1.1%) , 而后, 随着燕山-喜山期大幅度构造抬升运动和上覆地层的剥蚀, 有机质的生烃作用受到了一定延缓 (Ro一直处于1.1%左右) 。因此, 根据生排烃法确定的研究区油藏形成时间应在晚侏罗世晚期及其以后。
2 K-Ar同位素定年确定油气充注时间
储层中自生伊利石的形成总是与流动的富钾水介质条件有关, 油气注入储层导致自生矿物形成的抑制 (次生石英) 和终止。因此, 如果能够分离出油气注入之前最新形成的伊利石, 就可通过其年龄的测定来确定油气的注入时间。在实际应用中, 常把比较有意义的粒径<0.1μm伊利石同位素年龄作为最晚形成伊利石的地质时间。所以, 伊利石同位素年龄往往给出的是油气藏形成期的最大地质年龄, 一般来说油气成藏时间略滞后于伊利石同位素年龄或基本同步[11,12,16]。本次从长6油层组砂岩储层多块样品中成功分离出粒级小于0.1μm的黏土矿物, 进行了自生伊利石和伊/蒙混层矿物定年 (表1) , 结合前人研究成果[16], 结果表明, 研究区长6油层组砂岩样品K/Ar同位素年龄介于150 Ma~110 Ma, 按照样品自生伊利石同位素年龄略早于油气大量充注储集层的时间估算 (油气充注大约滞后10 Ma左右) , 认为研究区油藏充注时间为140 Ma和100 Ma左右。
3流体包裹体综合定年
利用含烃流体包裹体研究油气充注史已被证明是一种行之有效的方法, 其期次划分是确定油气成藏时期的关键;该方法主要根据油气包裹体的均一温度分布与成岩序列等, 结合储层埋藏史和热史分析, 利用与油气包裹体共生的同期盐水包裹体的均一温度, 推算油气运移、聚集时间[8—10, 16, 19]。本次主要根据含烃流体包裹体的产状、相态、成分、颜色、均一温度测试确定了姬塬油田延长组长6油层组原油充注的时间与期次 (图2) 。镜下透射光/荧光薄片观察结果表明, 长6油层组砂岩储层中石英和长石颗粒的次生微裂纹以及石英次生加大边中都可见流体包裹体发育 (以发育于颗粒内裂纹为主, 在充填长石溶孔的方解石胶结物中几乎不发育) ;其中, 有单个状、窜珠状和团状分布样式, 包括纯气相、盐水气液两相、油气两相及油气水三相四种相态类型。另外, 加大边中的含烃包裹体主要发黄色荧光 (图2B) , 而碎屑颗粒裂纹中的含烃包裹体发弱蓝白色荧光 (图2D) , 上述特征表明研究区砂岩储层至少存在两期原油充注过程。又据与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度分布出现两个主峰值, 分别在85℃和135℃附近 (图3) , 将各期与烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度“投影”到附有古地温演化的埋藏史图中, 得知相应的原油充注时间大致为早白垩世早期 (135 Ma左右) 和早白垩世晚期 (100 Ma左右) 的两期, 并且以晚期充注为主 (图4) , 这与生排烃法推算和伊利石定年结果比较吻合。值得关注的是, 在长6油层组矿物颗粒裂纹内见有大量直径大小不等、多相共存、气液比差异大、均一温度相近的沸腾包裹体群发育, 说明研究区储集层原油后期 (100 Ma左右) 成藏主要表现为瞬态快速充注、幕式成藏的非均一聚集过程 (图2E、2F) 。
4油气成藏过程
油气充注历史研究是成藏地质要素与地质作用配置关系研究的时间纽带, 亦是油气成藏过程研究的核心问题之一。从有效烃源岩生排烃史出发, 以原油充注历史为时间节点, 综合上述分析认为, 姬塬油田长6油层组存在早期和晚期两次源内或近源充注过程, 即早白垩世早期 (140 Ma~130 Ma) 和早白垩世晚期 (105 Ma~95 Ma) , 并以晚期充注为主。两次原油充注时期分别对应于成岩演化序列的早成岩B阶段~晚成岩A1阶段和晚成岩B阶段[13,15,19]。其中, 长7段和长6段有效烃源岩于晚侏罗世晚期-早白垩世早期 (160 Ma~140 Ma) 进入生/排烃门限时, 相当于低熟油阶段;长6油层组储集层压实/压溶作用尚未完全结束、胶结作用不强、次生溶蚀孔隙开始发育, 储集物性相对较好 (孔隙度>12%) , 此时强超压不发育, 早期低熟原油主要在浮力/毛细管力作用下, 以物性较好的连通砂体为输导通道, 呈现连续缓慢、小规模聚集的成藏模式。而后, 于早白垩世晚期 (120 Ma~100 Ma) 烃源岩进入大量生/排液态烃阶段, 但此时胶结作用相对早成岩阶段B期更为强烈, 储集物性迅速降低, 同时, 强超压发育[15,20,21], 油气主充注期强超压的发育打破了盆内流体在浮力作用下连续缓慢的原有流动机制与流动样式, 故成熟原油更多的是以强超压为驱动力, 以燕山中晚幕发育的超压-构造联控型微裂缝为“隐性”输导通道, 非稳态快速充注分散分布的优质砂体/岩性圈闭而聚集成藏的。
5结论
(1) 通过烃源岩生排烃期分析、伊利石K-Ar同位素年龄测定及流体包裹体均一温度等方法综合分析认为, 鄂尔多斯盆地姬塬油田长6油层组主要存在160 Ma~140 Ma和110 Ma~90 Ma的两期油气充注过程。
(2) 研究区早期油气充注以连续、缓慢小规模的低充注为主要特征;而晚期是长6油层组的主要充注期, 以瞬态、快速大规模的高充注特征为主。
(3) 流体定年技术为深入分析油气充注的期次和时间提供了定量手段。研究表明, 三种成藏年代的确定方法具有良好的互补性, 是目前研究油气藏成藏历史可行而有效的办法。当然, 由于地质条件的复杂性、流体演化的长期性和多样性以及实验室分析测试固有的系统和人为误差, 运用流体定年技术研究油气成藏史时还应结合具体的地质格架以及输导体系的展布和演化等综合分析, 才能去伪存真, 将流体演化真正建立在时空格架内, 从而服务于油气勘探。
摘要：成藏年代学是成藏动力学领域研究的重点和难点, 是揭示油气成藏过程、成藏机理的重要途径。通过烃源岩生排烃期分析、自生伊利石K-Ar同位素年龄测定及流体包裹体均一温度等方法定量地研究了鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长6油层组油气藏的充注历史。综合分析认为, 长7段和长6段有效烃源岩自晚侏罗世晚期-早白垩世早期进入生排烃门限以来, 长6油层组主要存在160 Ma～140 Ma和110 Ma～90 Ma的两期油气充注过程。其中, 早期以连续、缓慢、小规模的低充注为主要特征;晚期则以瞬态、快速、大规模的高充注特征为主, 是长6油层组的主要充注时期。
下寺湾油田长2油层固井技术探讨 篇5
关键词：水泥浆体系,固井,下寺湾油田,长2油层
1 目的及意义
随着我国陆上石油勘探开发的加深, 低渗透油田在总探明储量中所占的比重越来越大, 能否有效的长期最大限度对低渗透油气资源进行开发利用, 是能源接替的一个重要问题。而低渗透油藏自然生产能力很差, 采油速度和采收率普遍低, 则必须对压裂、固井工艺, 进行调整分析和研究, 才能保持长期有效的挖潜油藏潜能。
2 研究区的概况
2.1 下寺湾油田概况
下寺湾油田位于陕西省甘泉县洛河流域, 即延安, 甘泉以西, 永宁以东, 延安高桥以南, 府村沟以北, 面积2400km2。研究区属陕北黄土塬, 地形起伏不平, 为沟、梁、峁地貌, 地面海拔1050~1550m,
该区改造位置处于陕北斜坡南部, 为平缓的西倾单斜, 平均每公里下降7-10米。今改造明显表现出三个比较大的鼻状改造和一个向斜带, 以及因岩性差异压实作用所形成的4-5排北东东向展布的小鼻隆。本区长2属三角洲前缘~平原分流河道相沉积。长22油层基本为正旋回沉积, 平面上呈网状分布, 属三角洲平原分流河道砂岩。
2.2 长2油层地质特征, 及主要固井技术难点
下寺湾油田构造位置处于陕北斜坡南部, 为平缓的西倾单斜, 平均每公里下降幅度7-10米, 构造总的特征是在西倾单斜背景上发育了一系列的鼻状构造。主力油层长2油层以三角洲前缘水下分流河道沉积和三角洲前缘河口坝沉积为主, 其中水下河道与河口坝的中部沉积物性较好, 渗透率较高, 含油饱满。油层分布较广, 埋藏深度一般为410-1030米, 平均640米, 单层砂岩厚度1.421.5米, 平均11.0米。石英含量43.77%, 长石含量43.63%, 岩屑含量8.94%, 胶结物含量11.06%。油层岩性一般为含粘土质、硬砂质细粒长石砂岩;储集空间主要为粒间孔隙;胶结主要为孔隙结合。
由于施工过程中的地质、工程及车辆工作状况等复杂因素, 致使水泥返高不够, 水泥环质量差, 层间油层、气层、水层互窜。水泥浆漏失到产层, 污染产层, 油气井失控未能按设计要求封隔地层。造成环空流速下降, 影响顶替效率, 胶结质量差。固井工程中发生井下漏失, 大部分情况将导致固井失败或影响固井质量。
主要固井技术难点:
(1) 各项性能满足要求的水泥浆与隔离液的室内实现。
(2) 符合要求的水泥浆与隔离液的现场混配与注入。
(3) 固井过程中的防漏、防涌。
(4) 在各种苛刻条件下的注水泥顶替效率的尽量提高。
3 长2油层固井工艺分析
3.1 封固段地质条件分析
在充分认识地质改造特点及难点的基础上, 应针对长2油层非均质性强、油水关系复杂、地层具有一定渗透能力、原油性质相对较好等特点采用超低密度高强度水泥浆体系并适当控制顶替效率, 以解除近井地带的污染, 疏通地下流体从地层流向井筒的渗流通道。
3.2 常规固井对油气层的损害
用常规注水泥方法, 没采用油气层保护技术, 定向井产量比直井提高不多, 后经分析研究产量低的原因是固井水泥对油层污染所致, 而且常规注水泥方法不注意液注压力, 致使张岔、柳洛峪井漏, 水泥浆返高达不到设计要求。因而在固井中采用了油气层保护技术, 使原油产量比常规固井平均提高142%, 见到了较好的效果, 大大提高了开采效益。
下寺湾油藏固井的要点主要是封固好将进入主力油层段5/1/2油套。常规固井采用的方法是一次注水泥固井, 注低密度水泥浆体系, 密度1.6~2.0的水泥, 由于主力油层段5/1/2油套) , 尽管采取了低密度水泥浆防渗措施, 但由于液柱压力大大超过油层孔隙压力, 且油层顶部岩层泥岩发育, 因而会有大量的水泥浆渗入油层, 大大堵塞了油气通道, 使污染区的前部孔隙度降低, 大大减少了投产产量。
3.3 固井新工艺优化水泥浆
水泥浆性能的优劣直接关系到固井质量及完井后油井产量、采收率。若不对水泥浆的性能进行调整、优化, 由于水泥浆的失水, 不但造成严重的施工事故, 如憋泵, 插旗杆, 而且在水泥经过油气层时, 水泥浆滤液与水泥颗粒会大量进入油气层, 堵塞油气通道, 对敏感地层尤为严重。另外, 滤液进入产层, 引起产层污染。水泥浆性能的优化依据:油藏特征、地质资料、井下温度、压力、固井施工方设计等。目前在用主要水泥浆体系有低失水高分散水泥浆体系。
4 认识及建议
4.1 固井工艺的改进
4.1.1 为解决固井过程中水泥浆渗入油气层
问题
我们必须对下寺湾长2目的固井段井固井工艺进行了改进, 管串结构改为:盲鞋+水泥伞+割孔短节 (孔在水泥伞内) +1根套管+水泥浮箍+管串, 采用水泥伞防水泥渗漏保护油气层技术, 改进后的5/1/2″套固井工艺为:分两段固井, 第一段封固增加液柱压力很少, 水泥浆密度在1.5-1.7之间因为下部有水泥伞, 所以不会漏失。采用这种循序渐进的方式, 慢慢起高水泥浆密度, 接近主力油层封固段时, 将密度慢慢起高至1.7-2.0可以大大解小液注压力对封固段地层的破坏。这样可大大减少了固井水泥对油层的污染, 保证生产层岩层孔隙度。
4.1.2 应用综合固井技术
提高固井质量注水泥施工后要形成一个完整的水泥环, 使水泥与套管, 水泥与井壁固结完好, 胶结强度高, 油气水层封隔好, 不窜、不漏。但是由于油田开发进入中后期, 注水井干扰日益明显, 套管开窗、小间隙井口数日趋增多, 给固井工程带来了新的技术难题。为此, 最大程度地保护产能, 提高固井质量, 提高油气产量, 延长油井寿命, 对油田后期顺利开发具有重要意义。
4.2 固井作业中的技术难题
水泥返高不够, 未能按设计要求封隔地层。造成环空流速下降, 影响顶替效率, 胶结质量差。下套管过程井漏可能造成卡套管事故, 套管下不到设计深度。水泥环质量差, 层间油层、气层、水层互窜。水泥浆漏失到产层, 污染产层, 油气井失控。固井工程中发生井下漏失, 大部分情况将导致固井失败或影响固井质量。在老油田开发后期, 老油区人为产生的地层裂缝是导致固井漏失的重要原因。我们针对下寺湾张岔油区的一些漏失区块, 如张8井在固井施工时, 成立了专门的科研攻关小组, 提出并实践了以下几种防漏工艺, 取得了良好的效果。
5 结论
(1) 优良的固井用水泥浆体系是油井固井的根本保障;
(2) 依据区块不同, 水泥浆性能的变化应采用不同的固井工艺技术及设计方案;
(3) 固井用水泥浆体系性能应依据井身结构、井况、地理位置、施工设备、施工时间来调整。
参考文献
长6油层 篇6
1. 沉积相标志
(1) 颜色特征:研究区长4+5油层的砂岩颜色主要为浅灰色、灰黄色、灰色和灰褐色。泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩以深灰色和黑色为主, 反映河道间及分流间湾沉积的产物。
(2) 岩性特征:长4+5油层组以细砂岩为主, 颗粒磨圆度较好, 多为次棱角状, 以线状接触为主, 分选中等—好。
(3) 沉积构造:长4+5主要为层理构造, 其次为滞留沉积和扰动构造, 层理构造主要有:块状层理、水平层理、平行层理、交错层理和斜层理。
(4) 古生物:研究区长4+5油层组岩心中, 在砂岩段常可见到植物的枝干, 在粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩中常见到较多的由河流带来的植物茎叶与碎片。
2. 沉积微相划分及其特征
(1) 沉积微相的划分方案
通过对长4+5油层岩心的观察, 结合区域沉积背景、砂体展布的特点、沉积特征和电测曲线的特点, 将本区的沉积相划分为三角洲平原和三角洲前缘, 沉积微相主要有分流河道、分流间湾、天然堤、决口扇、河口坝、前缘席状砂等。
(2) 沉积微相展布特征
1) 单井沉积相
(1) 铁8单井沉积相分析:
整个长4+52发育5个沉积旋回。沉积微相空间相互叠置, 水下分流河道、分流间湾和河口坝是主要的沉积微相。长4+521主要发育分流间湾微相, 底部发育水下分流河道, 砂体较薄, 约为3m;长4+522主要发育水下分流河道微相, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。
(2) 铁96-85井单井沉积相分析:
该井位于研究区南部, 从铁96-85单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、分流间湾和河口坝微相。长4+521发育分流间湾微相, 砂体不发育;长4+522主要发育河口坝, 砂厚12m左右。
(3) 铁101-92井单井沉积相分析
该井位于研究区东南南部, 从铁101-92单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育4个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、河口坝和分流间湾微相。长4+521主要发育河口坝分流间湾微相, 中部发育河口坝微相, 砂厚约10m;长4+522发育分流间湾微相, 砂体较为发育, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。
(4) 铁90-99井单井沉积相分析
该井位于研究区东北部, 从铁90-99单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个大的沉积旋回。水下分流河道不发育, 沉积微相主要是河口坝、远砂坝和分流间湾。长4+521主要发育分流间湾微相, 以粉砂质泥岩为主要成份, 中部夹有薄层细砂岩;长4+522底部发育发育水下分流河道微相, 砂体较为发育, 为中细砂岩, 砂厚13m左右;
2) 连井剖面分析
(1) 铁91-101井―铁95-89井长4+52砂体连通剖面:是顺物源方向的剖面, 包括区内的5口井, 可以较好反映该区东南部地区地层信息。从沉积相剖面上可以看出, 长4+52油层砂体发育相对较差。从整体上看, 该剖面主要发育水下分流河道、河道侧翼和分流间湾, 河道主要由砂岩、砾岩组成。
(3) 沉积微相平面展布特征
从沉积微相平面展布图上看, 物源方向为北东方向, 河道走向为北东-南西方向, 到长4+522油层时期, 主要发育三条河道, 河道宽度较窄, 在研究区呈网状和树枝状分布, 砂体连片性一般, 中部零星发育分流间湾微相, 东部分流间湾呈片状分布。到长4+521油层时期, 主要发育三条水下分流河道, 河道宽度较窄, 呈条带状和树枝状由北东向西南延伸, 分流间湾在研究区中部和顶底部零星分布。
2 储层的孔隙结构特征
储层的孔隙类型的分类主要有两种, 一是按孔隙大小, 另一是按成因。研究区按成因类型对长4+5、长6油层组进行孔隙类型划分。原生孔隙主要是岩石原始沉积下来是就已经形成并保存至今的孔隙。这类孔隙又可细分为压实剩余的原生粒间孔隙和胶结剩余粒间孔隙, 两者统称为残余粒间孔。另外在杂基中的微孔隙也属于此类, 但该类孔隙喉道太小, 对储存石油意义不大。
通过铸体薄片观察、扫描电镜分析发现, 研究区长4+5、长6储层的原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之, 微裂缝很少。尽管在铸体薄片分析中给出了晶间孔的比例, 但自生高岭石中的晶间孔实际上是胶结剩余的粒间孔或溶蚀孔, 并不是一个独立的成因类型。
(1) 残余粒间孔:研究区长4+5、长6段内残余粒间孔占总孔隙的比例为74.58%。
(2) 溶蚀孔:在扫描电镜下沿长石解理面发生强烈溶蚀, 如元69井2148.4m, 溶孔直径可达5μm。统计表明, 本区次生孔以长石溶孔为主, 岩屑溶孔次之, 长4+5、长6为22.72%。
根据本区储层孔隙、喉道分级标准, 结合本区延长组储层孔隙结构资料分析认为, 本区目的层共有五种孔隙结构类型, 长4+5油层组以细小孔微细喉道型为主。研究区砂岩孔隙结构特征参数能较好地表征和反映延长组长6油层组的孔隙结构和储集性能。
小结
元214油藏长4+52储层砂体展布方向总体呈北东-南西方向, 与区域沉积相带的展布一致, 研究区主要发育水下分流河道与分流间湾微相, 偶尔有河口坝微相发育, 水下分流河道在平面上呈片状和条带状分布。原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之;以细砂为主, 平均占90.20%, 粉砂次之, 占5.31%, 少量的中砂, 分选较好;
摘要：本文通过对姬塬地区长4+5油层组沉积相的研究分析, 对长6油层的沉积相标志进行了分析, 确定了研究层位沉积微相的展布特征, 并对为井区的勘探开发工作奠定了良好的基础。
关键词：沉积相,孔隙结构
参考文献
[1]朱筱敏等。沉积岩石学[M]。石油工业出版社。2001.
长6油层 篇7
镇北油田长8油层注水井高压欠注情况较严重,其中储层原始物性差是影响该储层欠注的主要原因。根据敏感性试验和水分析结果[5],镇北油田长8层为强水敏性,注入水与地层水不配伍,导致注入水长期注入使原始渗透率降低,提高了该储层的注水压力。本文针对镇北油田长8油层的储层物性,研制并优化适合该储层的酸化增注体系。该酸液体系具有深部酸化的能力和低伤害等特点,能够满足该油田开发和生产的需要。
1 实验药品与仪器
1.1 药品
Na OH,Na2CO3,Ca Cl2,Mg Cl2,KCl,NH4Cl,NH4F(分析纯);缓蚀剂HJF-94、ECS-1、CXZ-820、SJC,防膨剂PDMD、HE-2、CD-1,助排剂F-AB、MD-2、TF-1,异抗坏血酸、柠檬酸、乙酸(工业纯);N80钢片。
1.2 仪器
降压增注驱替装置(创联石油科技有限公司),表/界面张力仪(北京恒奥德科技有限公司)。
2 实验方法
2.1 有机膦酸缓速性能
首先配制Na OH标准溶液(1 mol/L),然后配制有机膦酸溶液(质量分数3%),用Na OH标准溶液来滴定酸液以确定有机膦酸溶液的酸度,并绘制酸度曲线,在滴定过程中记录p H值的变化。
2.2 有机膦酸抑制沉淀性能
①将有机膦酸与矿化水按体积比1∶1混合(各取25 m L),室温下观察溶液是否有沉淀产生并记录现象;②分3次向混合溶液中依次加入0.5 g、1.0g、2.0 g的Na2CO3(固体),每30 min观察一次现象。
2.3 有机膦酸对Ca2+的螯合作用
①100 m L的去离子水稀释1 m L的有机膦酸原液;②加入质量分数为5%的Na OH溶液,将p H值调节到10~11;③加入10 m L质量分数为2%的Na2CO3溶液;④缓慢加入0.25 mol/L的Ca Cl2溶液,直到沉淀不再增加,记录Ca Cl2溶液的消耗量,在滴加过程中加入Na OH溶液,使p H值始终处于10~11之间;⑤平行测试3次,取平均值;⑥计算有机膦酸酸螯合Ca2+能力N,N值越大,说明有机膦酸的螯合能力越强。
N=40.08VC。
式中:N为有机膦酸螯合钙离子的能力,mg/m L;V为Ca C12溶液的消耗量,m L;C为Ca C12溶液的有效浓度,mol/L。
3 有机膦酸酸液体系的确定与性能
3.1 有机膦酸性能评价
3.1.1 缓速性能
酸液主剂的主要成分为有机膦酸和氟化物(NH4F),其缓速性能可以用酸度曲线来进行分析。从图1可见,盐酸溶液的酸度曲线仅有一个突变点,而且曲线的突变部分是很陡峭的,表明盐酸是强酸,在溶液中H+完全电离,不具有缓冲性;有机膦酸的酸度曲线具有三个突变点,而且突变部分是平滑的,说明有机膦酸是多元弱酸,在溶液中H+多级电离具有缓冲性。
3.1.2 抑制沉淀性能
有机膦酸可抑制氟化物的沉淀。实验室自制矿化水,其配方为2%KCl+2%Na Cl+2%Mg Cl2+2%Ca Cl2(配方中的百分数为质量分数,下同)。用矿化水与有机膦酸的混合液模拟砂岩酸化反应过程中的离子强度,用Na2CO3(固体)逐步提高和调整溶液p H值,考察不同酸液配方抑制酸液二次沉淀的能力(即抑制Ca Si F6)。试验现象如表1所示。
注:土酸配方为12%HCl+3%HF;有机膦酸体系配方为2%NH4F+10%有机膦酸。
土酸体系前两次加入碳酸钠后溶液已出现浑浊现象,而有机膦酸体系直到第3次加入碳酸钠后才有微浑浊现象出现,说明有机膦酸能够较好地螯合高价金属离子,从而抑制沉淀的生成。
3.1.3 对Ca2+的螯合作用
在p H值为10~11的条件下,碳酸钠溶液中加入氯化钙溶液,会立刻形成不溶性的碳酸钙沉淀。如果加入一定量有机膦酸,这种情况就不会出现。试验结果如表2所示,N为164.67 mg/m L,说明50℃时有机膦酸对钙离子有一定的鳌合能力,在实际地层中能减少氟化钙沉淀,从而有效减弱二次沉淀对酸化效果的影响。
3.2 酸液添加剂的优选
酸液中辅助添加剂的作用在于防止过度腐蚀,防止形成酸渣和发生乳化,防止铁沉淀,助排,稳定黏土等[6]。室内对清洁缓速酸体系中主要的辅助添加剂进行了优选。
3.2.1 缓蚀剂
缓蚀剂是确保酸化解堵措施正常施工的关键。缓蚀剂选择不恰当不仅不会帮助生产,反而会造成对施工设备的腐蚀,甚至出现加快腐蚀情况。同时因腐蚀过程中有可能引入铁离子,形成铁沉淀物,对储层带来伤害。镇北油田长8油层的地层温度基本在50℃以下,按照SY/T 5405-1996标准《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》对缓蚀剂HJF-94、ECS-1、CXZ-820、SJC进行了静态腐蚀试验,试验结果见表3。可以看出在酸液中加入4种缓蚀剂后钢片均未出现点蚀情况,其中缓蚀剂SJC对试片的腐蚀速率最小,缓蚀性能较好。
3.2.2 防膨剂
(1)防膨剂的筛选。长8储层黏土含量较高存在一定的速敏性与水敏性,酸液中加入适量的防膨剂可以防止酸化过程中因酸液进入地层后引起黏土膨胀、分散、运移,导致渗透率下降的问题。一般认为酸液中的氢离子能够与黏土矿物离子发生置换,具有一定的黏土防膨效果,但研究表明,黏土在盐酸中易分解,对储层产生伤害,而乙酸虽不会使黏土分解,但仍会产生黏土膨胀[7,8]。故需在酸液体系中加入防膨剂来抑制黏土矿物的水化膨胀。试验选取了5种防膨剂对比其与有机膦酸体系组合后的防膨性能,配方:①有机膦酸体系+2%NH4Cl;②有机膦酸体系+2%KCl;③有机膦酸体系+2%CD-1;④有机膦酸体系+2%PDMD;⑤有机膦酸体系+2%HE-2。5种配方的防膨率如图2所示,有机膦酸体系中加入2%的PDMD后黏土防膨率可达到94.14%,其防膨效果明显强于其他防膨剂,因此选择质量分数2%的PDMD作为防膨剂。
(2)防膨剂体系降压增注模拟试验。评价步骤:岩心常规数据测定;地层水真空饱和岩心;注入水驱替,测液相渗透率Kw1。洗油,2%防膨剂PDMD溶液饱和,驱替,测渗透率Kw2,确定防膨剂PDMD对岩心的影响程度。岩心选取镇2x井区、镇3x井区的天然岩心。图3为在注入水中加2%的防膨剂PDMD后,压力与渗透率变化值,可以看出膨缩剂提高长8油层渗透率,降低注水压力。
3.2.3 铁离子稳定剂
按照SY/T 6571—2003《酸化用铁离子稳定剂性能评价方法》标准,在50℃下评价了4种铁离子稳定剂的络合性能。试验结果如表4所示,异抗坏血酸的效果比较好,但从经济价值、储层温度上考虑,选择2%柠檬酸或者0.5%柠檬酸+1.5%乙酸比较适合。这2种稳定剂与Fe3+形成的螯合物都具有较高的稳定常数,但是过量的柠檬酸与钙离子生成的沉淀具有很小的溶解度,容易给地层带来新的伤害,因此选用0.5%柠檬酸+1.5%乙酸作为铁离子稳定剂。
3.2.4 助排剂
助排剂能极大地降低酸液的表面张力以及油水界面张力,减小酸液对油层的伤害,提高酸液解堵效果[9]。室内用表面张力仪对3种助排剂进行了性能测试,结果见表5,可以看出TF-1助排剂质量浓度大于0.5%时,能够较大幅度地降低溶液的表面张力,具有良好的助排性能。
3.3 有机膦酸酸液体系建立
有机膦酸酸液体系配方由前置酸、主体酸组成。主体酸配方:2%NH4F+10.0%有机膦酸+0.5%柠檬酸+1.5%乙酸+0.5%助排剂TF-1+2%缓蚀剂SJC;前置酸配方:12%HCl+3%乙酸+0.5%柠檬酸+1%缓蚀剂+2%防膨剂PDMD。
3.4 岩心伤害试验
通过岩心伤害试验进一步评价有机膦酸酸液体系对镇北油田长8油层的适应性。试验用岩心为镇北油田长8油层岩心。试验步骤:地层水饱和岩心;正向驱注入水测得渗透率K1;正向驱前置酸0.5 PV,驱主体酸1 PV,伤害4 h;返排至水溶液为中性;正向驱注入水溶液测得渗透率K2;求出伤害率。
有机膦酸体系对长8油层镇2x井岩心流动试验,岩心尺寸为Ф2.516 cm×6.99 cm,孔隙度为0.133 2,渗透率为2.05 m D,试验温度50℃,试验结果如图4所示。最终渗透率比K2/K1为1.080 9,酸化后渗透率比酸化前的渗透率高,压力有所下降,酸化处理效果较好。
4 现场试验
2014年9月至2014年12月,应用有机膦酸酸液共施工3口井,取得了较好的试验价值和推广效果(表6)。以镇2x井为例,该井于2005年10月25日投产,为完善注采井网,2010年5月12日转注,转注初期,配注20 m3/d,实注20 m3/d。措施前配注20 m3/d,实注0 m3/d,油压22.8MPa。现场施工采用分段塞非连续性注入。注入工艺流程为:活性水洗井→潜在酸酸压(总酸量54m3,压力37.5 MPa,反应3.5 h)→返排→求吸水→开井正常注水。在增加了主体酸(缓速酸)用量的同时,增加了前置酸和后置酸两个段塞。截至2014年12月15日累计增注2 219 m3,单井平均降压5.77 MPa。
5 结论
(1)确定了有机膦酸酸液体系的基本配方。主体酸配方:2%NH4F+11.0%有机膦酸+0.5%柠檬酸+1.5%乙酸+2.0%异丙醇+0.5%助排剂TF-1+2%缓蚀剂SJC;前置酸配方:12%HCl+3%乙酸+0.5%柠檬酸+1.0%异丙醇+1%缓蚀剂+2%防膨剂PDMD。
(2)岩心伤害试验验证有机膦酸体系具有改善渗透率的效果。前置酸+主体酸对岩心酸化后渗透率比酸化前的渗透率高,压力有所下降,酸化处理效果较好。
(3)2014年9月至12月,应用有机膦酸酸液共施工3口井,累计增注2 219 m3,平均降压5.77 MPa。
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