注水区块

注水区块（共6篇）

注水区块 篇1

所谓超前注水, 就是在新区投产前一段时间, 油井关井, 水井首先投入注水, 使地层压力升高, 当地层压力或者注水量达到设计要求后, 油井开始投入生产, 开发过程中, 通过调整注采比控制油藏压力[1]。超前注水的基础理论研究尚处于不断深化、完善的过程中, 目前研究认为, 超前注水的作用机理主要是保持了较高的地层压力, 建立了有效的压力驱替系统, 降低或者避免了因地层压力下降造成的储层伤害。低渗透油层由于孔道半径很小, 原油边界层的影响显著, 在流动过程中出现压力梯度。前人对启动压力的研究表明, 启动压力梯度与渗透率成反比, 渗透率越低, 启动压力梯度越大。低渗透油田的流体流动需要一定的启动压差, 超前注水提高了地层压力, 使油层更多孔道内的压力梯度大于启动压力梯度。因此超前注水可以使地层具有较高的压力梯度及较大的生产压差, 即建立了有效的压力驱替系统。

1 方案设计

根据实际经验, 设计5套方案对超前注水时机进行优选, 超前注水天数分别为0 d (同步注水) 、90 d、120 d、150 d、180 d和210 d。

2 超前注水时间优化研究结果

肇212区块优化结果:

肇212区块分别对5套不同超前注水时间的方案进行数值模拟计算, 得到10年开发指标:

3 结论

通过上述研究数据总结分析, 得到如下结论:

A.对比各方案10年采出程度可知:超前注水各方案阶段采出程度与同步注水相差不大, 超前注水150 d方案为9.92%, 超过同步注水1.02%, 其他方案开发效果不理想。

B.通过采出程度与含水率关系曲线可以看出:肇212区块超前注水150d开发效果较好, 其次是超前120d注水方案。

摘要：本文针对肇212区块进行超前注水技术优化进行研究, 设定不同超前注水时间进行方案比较, 从而得到肇212区块超前注水150d开发效果较好, 其次是超前120d注水方案。

关键词：超前注水,注水时间,产油量

参考文献

[1]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998:6—8.[2]何更生.油层物理[M].北京:石油工业出版社, 1994:4—9.

唐南区块注水系统的节能降耗 篇2

目前唐南区块共有2个注水站, 分别是南28注水站和南38注水站。南28注水站由庙一联供水, 供水管网约1000米, 该注水站管辖6口注水井, 目前开井3口, 日注170方;南38注水站由水源井供水, 管辖7口注水井, 开井3口, 日注水140方。通过每月动力费统计发现, 南28注水站每月动力费用约为2万元, 单耗为5.1吨/方, 泵效为127%, 南38注水站每月动力费用约为5万元, 单耗为14.8度/方, 泵效为70.6%, N38注水站远远超出油田规定单耗7.4度/方。经初步分析, 得出可能影响注水系统效率、导致单耗高的原因: (1) 泵与管网匹配不合理; (2) 水质不达标导致设备的磨损与腐蚀; (3) 注水系统中压力异常井导致整体压力上升; (4) 管理制度缺陷导致注水压力上升;我们通过对以上几个因素的分析, 做了相应的工作, 以此确定能耗高的主要原因, 从而降低单耗, 提高泵效, 达到节能降耗的效果。

2 注水能耗影响因素分析

2.1 泵与管网匹配的合理性

N28注水站目前日注水为170方, 38柱塞注水泵, 理论排量为13.9方/小时, 考虑日后水井的调整情况, 泵排量与实际生产现状相符。N38注水站目前日注水为140方, 41柱塞注水泵, 理论排量为16.7方/小时, 泵排量超过实际生产情况, 造成能源的浪费。

2.2 水质与注水系统能耗关系

由于注入水一般腐蚀性较高, 所以管材应选择防腐蚀性较强的, 并采取防腐工艺 (如涂膜技术) 来减少注入水对管网的腐蚀。由于结垢会使管径变小, 流阻变大, 尤其是单井管道, 数量大, 结垢严重, 压力损失大。因此, 要在注入水前加入缓蚀阻垢剂或进行污水处理, 减少对管网的破坏。

在近几个月的水质监测数据表中, 我们可以看出, 南28注水站水质中的悬浮固体含量偏高, N38注水站水质也要进一步落实清楚, 尽量减少因水质影响注水系统能耗变大。

2.3 注水系统中压力异常井导致整体压力上升

N38注水站所管辖的注水井中, 目前只有N38-12、N138-3、N38-13三口注水正常井注水, 三口井油压分别为20MPa、19.5 MPa、11M P a, 由于压力差距较大, 从而导致泵压的升高, 从单耗公式可以看出, 单耗值虽然由耗电量除以注水量得出, 但由于泵站泵压控制可直接影响注水泵的注水量与耗电量, 因而也就影响了注水单耗的大小。

2.4 管理制度存在漏洞, 导致注水工作开展滞后

在我区近期开展的注水系统大调查中, 我们对本区13口注水井进行了全面的普查, 存在问题较多:过滤缸内杂质较多, 清理不及时;没有按照规定的周期洗井;流量计损坏较多, 导致无法准确读数;水源井故障频繁, 停注次数较多;设备维护质量较差, 无法保证连续注水等。日常管理制度落实不下去, 严重影响“注好水, 注够水”, 同时也会导致能源的消耗。

3 降低注水能耗优化措施

3.1 选择合理设备, 有效降低单耗

N38原注水泵使用41柱塞, 理论排量为16.7方/每小时, 而N38站配注为140方每天, 虽然有变频但原柱塞大大超出了注水所需排量, 造成注水泵做无用功较多, 加上原柱塞磨损严重, 柱塞上有明显磨痕, 造成注水泵效率较低, 分析后认为N38注水泵更换38柱塞更符合实际情况, 能够有效减少注水泵无用功, 目前已更换38柱塞, 通过近期连续跟踪, 效果明显。

3.2 改善水质, 降低水质对注水系统的影响

通过对水质监测的分析, N28注水站悬浮物的超标主要原因是庙一联水质不达标, 所以我们建议庙一联水质需要进一步改善。在本次水井检查中, 我们发现N38注水站过滤缸内铁锈杂质较多, 分析认为是本站水源井水质呈碱性, 对管线有腐蚀作用, 管线结垢, 使管径变小, 流阻变大, 造成压力损失, 同时对管线的破坏也较为严重。目前N38站内还有一口水源井, 可先化验水质, 若水质合格则启用另一口水源井。另外两个注水站均可通过在过滤缸添加维球的方法净化水质, 目前准备着手实施。

3.3 及时分析, 有效提高注水效率

N38注水站目前正常注水3口N38-12、N138-3、N38-13, 其中N138-3目前油压较高19.5 MPa, 通过对该井生产情况以及历次作业的分析, 认为该井目前地层出砂。与地质结合后, 准备对该井实施分注措施, 可降低注水压力。N38-12目前注水压力为20MPa, 该井从投注层位与N38-13相同, 均为NmⅢ1, 至今生产30天, 而N38-13注水压力仅为11 MPa, 怀疑该井出砂, 由于该井目前无洗井管线, 建议该井冲砂作业。同时对吸水较差层段进行调剖, 有效降低压力异常井压力, 从而降低注水泵出口压力, 缩小注水泵入口和出口压力差值, 提高泵效。截止到目前已实施2口, 效果有待进一步观察。

3.4 堵塞管理漏洞, 完善管理制度

针对目前管理缺陷, 我们制定了相应的管理制度:每月清理注水泵过滤缸、井口过滤缸, 清水罐每季度清洗一次。通过清理注水泵过滤缸提高过滤网渗透性和吸入口压力, 保证注水泵吸入量充足;清理井口过滤缸, 减少因过滤缸内杂志堵塞造成的注水压力损失, 注水泵来水更容易进入井内;清理清水罐内泥沙, 减少泥沙向管道中的流动, 减缓注水泵过滤缸内杂质聚集速度, 增加吸入口压力, 提高泵效, 减缓注水泵柱塞磨损, 提高注水盘根和柱塞更换周期;同时我们还组织注水泵维修培训, 确保维修质量, 提高注水时率;针对水源井故障频繁现象, 我们制定了相应的应急措施, 将站内另一口水源井恢复, 让其具备供水能力;同时对损坏的仪器仪表进行了维修。通过一系列的调整、优化措施, 目前注水系统运行平稳。

4 措施效果

通过一系列措施, 两个注水站的注水单耗都有所降低, N28注水站单耗由原来的5.1度/方下降至5.05度/方。N38效果尤为明显, 在使用原41柱塞时, 日耗电量为2080度, 注水单耗为14.8度/方, 9月9日更换38柱塞, 随着柱塞更换、过滤缸和清水罐清洗一系列措施后, N38日耗电量下降到1010度, 注水单耗降低至7.2度/方。

摘要：唐南区块注水系统主要包括南28注水站和南38注水站, 通过调查发现, 注水系统每月所消耗动力费为7-8万元, 占全区1/5, 注水系统效率低, 注水单耗高。我们通过对水质的改善、注水设备的维修、大罐冲洗、压力异常井的排查等一系列优化措施, 提高注水泵泵效、降低单耗, 达到节能降耗的目的。

关键词：注水,节能降耗,优化措施

参考文献

[1]丰国斌.油田注水系统节能.石油规划设计, 1996, 7 (2) :7—9.[1]丰国斌.油田注水系统节能.石油规划设计, 1996, 7 (2) :7—9.

[2]詹建东, 陈学艳, 刘鸿强, 等.提高中原油田注水系统效率的措施探讨.江汉石油学院学报, [2]詹建东, 陈学艳, 刘鸿强, 等.提高中原油田注水系统效率的措施探讨.江汉石油学院学报,

注水区块 篇3

一、注水区块存在的主要问题

1. 油井敏感性强,恢复产能难度大

油井受储层物性、钻井、完井、修井、洗井、注入水水质等多种因素影响,油层渗透率低、近井地带油层污染日益加重导致油井供液能力变差,产油量降低。另一方面油井在正产生产过程中也会形成堵塞,这时因为随着油田勘探开发的进行,当油井开采到中后期,由于“毛管流动阻力”的原因,地层能量降低到无法驱动“地层流体”,致使采出液量急剧下降,有时因油水流度比差异,虽然液量下降不明显,含水确明显上升,也就是说,由于地层能量降低,原来可以流动的孔隙被堵塞,造成产量大幅下降。同时,在原油被驱替、采出过程中,原油中相对轻质组分优先流动、采出,开采时间长,流动、采出流体过程中原油中重质成分相对滞留、沉积近井地带程度越大,并且随着地层温度的降低继续加剧这个相对程度,造成油井堵塞,恢复产能难度大。

2. 油层厚度大,非均值性强

高升油田注水区块油层厚度大,平均射孔段长度50.9米,同时,由于油层纵向上非均质性强,物性变化大,注入解堵剂容易进入高渗层,低渗层处理量少或未处理,给措施带来一定的难度。

综上所述,油井储层敏感性强、油层厚措施难度大是油井解堵的难点。要从根本上解除油井堵塞,恢复、提高油井产能的关键是:在恢复油层能量上进行科技攻关,并采取多元化复合化学方法,有效解除近井地带伤害,疏通油层流动通道,降低毛管阻力,恢复油井产能,最终提高原油采收率和采出程度。

二、油层伤害机理研究

油层伤害因素大体划分为油藏因素和开发因素两大类,其中油藏因素是内因,主要由地层和油藏性质决定(包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成,胶结物及胶结程度,流体类型及性质等);开发因素主要是指生产条件改变对油层产生的影响,主要包括钻井、修井、采油、注水过程对油层压力及生产压差,液流速度,多相流动及相对渗透率,毛细管作用,弹孔及地层的损害等。现场作业过程中,外界条件不断发生变化,其中部分变化可能导致来自于内在因素对储层伤害,诱发的内在伤害伴随着油田开发的始末,当伤害不断的加大和积累,储层产能不断降低,甚至丧失,导致油田产量不断递减。因此,在对储集层岩石碎屑成分、填隙物及粘土矿物等研究的基础上,重点分析考察油气层发生敏感的条件和由敏感性引起的油气层损害因素,才能科学合理的指导高升油田注水区块。

1. 储层伤害的内在因素

(1)储层矿物成分分析

为查找油层污染堵塞的关键,分析产生堵塞的原因,评价储层存在污染的可能因素。通过借助X- 射线衍射手段,对牛心坨油田储层岩石样品进行分析,检测岩石中粘土矿物的含量及各组分比例,为储层污染潜在因素提供参考和数据支持。

石英、长石、粘土矿物和花岗岩及非晶质等成分是构成牛心坨油田储层岩石颗粒最重要的组成部分。其中石英含量为18.5 ~ 36.5%、长石含量为23.2-37.9%、花岗岩及非晶质含量为16.8 ~ 37.9%;泥质和粘土含量为6.7 ~ 15.3%。其中,虽然该区块储层岩石中粘土含量不高,但存在污染的物质基础。

从上述数据也可以看出,牛心坨储层岩石中泥质较高,存在储层损害的可能性。其中粘土矿物中伊利石、高岭石含量较大,存在微粒运移堵塞孔道的可能性;绿泥石含量相对较高,平均达18.35%,酸化作业措施对储层也构成一定的伤害,储层存在一定的酸敏性;伊/ 蒙混层含量处于中等水平,平均为13.95%,因此,储层水敏损害可能性也存在。

同时,对雷家区块也分别做了储层岩性分析,该块岩石矿物成份主要以石英、钾长石、斜长石为主,其中,石英含量最高,平均为48.07%,钾长石平均为13.76%,斜长石为31.17%,粘土为3.98%。从粘土矿物分析结果可以看出,改储层粘土矿物以高岭石和伊/ 蒙混层为主,其中高岭石相对含量33.67%,伊/ 蒙混层27.29%,伊利石19.96%,绿泥石8.93%,处于较高水平,说明地层会存在强水敏伤害。

(2)储层敏感性矿物分析

储层敏感性矿物,包括粘土矿物和非粘土矿物,易在流体作用下发生化学及物理变化引起储层渗透性变化,导致储层孔渗条件变差,这些敏感矿物在外界流体侵入及流动冲刷过程,发生溶解、沉淀、膨胀、运移,造成储层伤害。因此需要在对储层改造和进行增产措施前,需要对储层敏感性进行分析。

I. 粘土矿物

牛心坨、雷家均含有数量不等的粘土矿物,而且蒙脱石含量均较高,产生水化膨胀的可能性较大,详见表1。

II. 非粘土矿物

从岩芯重矿物分析中看出,牛心坨、雷家区块均含有数量不等的含铁矿物,详见表2。这些含铁矿物较易溶于酸,对HCl及含氧量高的流体较为敏感,如铁方解石、铁白云石、菱铁矿(Fe CO3)、赤铁矿(Fe2O3) 等,均可与HCl反应释放出Fe2+,Fe3+,在富氧流体中Fe2+还会转化为Fe3+,当p H值升高到一定程度时,会生成铁絮状沉淀而堵塞喉道,造成储层损害。

2. 储层伤害的外在因素

(1)储层敏感性分析

储层敏感性实验分析与评价是研究储层伤害机理的重要手段之一,它包括速敏、水(盐)敏、酸敏、碱敏四大方面。通过实验室模拟地层状态下,考察各种性质流体、流动速度对岩石储层伤害前后渗流能力的变化情况,来评价储层敏感性。储层敏感性评价实验对于地层伤害机理至关重要,为储层保护、油层改造、二次开发提供重要依据。根据石油行业标准(《储层敏感性流动实验评价方法》SY/T5358-2002),对牛心坨油层进行评价。

I. 速敏性

储层岩石矿物中高岭石、伊利石在流速达到一定程度时,就会发生分散运移及微粒运移,造成速敏伤害。从研究结果看,储层疏松、泥质含量高、高岭石含量高、孔喉直径小等,都会引起速敏。从岩心的速敏评价实验结果看,高升油田注水区块速敏指数在5.85%~ 22.36%,属于弱速敏,即在外来流体作用下,疏松储层岩石胶结物存在被溶解性破坏的可能性,导致速敏速度加强。

II. 水敏性

储层粘土矿物水化膨胀、分散,导致渗透率下降,引起水敏反应是由于储层的外来流体的矿化度与储层中的粘土矿物不配伍所导致。根据水敏性测定结果,牛心坨水敏指数在16.81%~ 36.38%,属于弱水敏~中等偏弱水敏。雷家水敏指数在56.32%~ 83.94%,属于中等偏强水敏~强水敏。

III. 酸敏性

储层在进行酸化改造处理时,溶解掉的部分胶结物会释放出大量微粒堵塞储层的渗流通道,矿物溶解释放出的离子生成沉淀,进一步堵塞储层,造成地层伤害。这种由于酸化导致的储层渗透率降低现象称之为储层酸敏性。

实验结果表明,牛心坨酸敏指数在21.5%~ 38.7%,属于中等偏强酸敏~ 强酸敏。 雷家水敏指数在1.2%~ 4.8%,属于弱酸敏。对于牛心坨区块,酸化时需要做好防酸敏措施,否则将会造成酸敏矿物反应,致使胶结物脱落,形成二次沉淀。

IV. 碱敏性

储层碱敏性是指碱性液体与储层矿物或流体接触发生反应,产生沉淀或释放微粒,导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。实验结果表明,牛心坨碱敏指数在4.1%~ 28.2%,属于物碱敏和弱碱敏。雷家水敏指数在38.56%~ 43.7%,属于中等碱敏。

(2) 注入水水质分析

除了对地层深部储层伤害机理进行考察研究外,为了更好地判定井筒附近储层污染机理,须对注入水离子成分和杂质含量、p H等性质进行分析。通过测定牛心坨区块注水站和注水井口水质成分和p H值,检测表明:

I. 地面管网、井口管线、洗井返出水中均含有油,因此,浮油的存在一定程度上导致注水井近井地带储层污染堵塞;

II. 清水和污水中悬浮物含量相对于混合水而言,悬浮物含量少得多,侧面也说明,清水与污水之间配伍性较差,可能由于杂质的存在导致絮凝,产生沉淀;

III. 地面管网、井口管线和洗井返出水中悬浮物浓度较大,说明管线和井筒中的污染物质被水流冲刷悬浮在水中,随之注入地层,造成储层伤害;

IV. 注入水中细菌含量超标,也是造成储层损害的重要因素。死亡细菌会堵塞储层岩石渗流孔道;而铁细菌会造成油管腐蚀,产生三价铁离子,注入地层后,形成氢氧化铁沉淀形成堵塞;细菌代谢产生的二氧化碳溶于水,能够与钙离子产生碳酸钙沉淀。

三、结论

通过对储层岩石矿物成分分析、储层物性分析、注入水与地层水配伍性、储层敏感性进行综合分析,弄清了储层污染的主要原因:

1. 储层岩石矿物成分中泥质含量较高,存在储层损害的物质基础,主要为微粒运移(速敏)、酸敏和水敏,储层自身物性较差,孔隙度小,渗透率低,油水井连通性差。

2. 清水与污水之间配伍性差,反应产生了沉淀物质;混合注入水与地层水间的配伍性也较差,也能够产生沉淀物质,注入水矿化度低造成储层中粘土矿物膨胀,堵塞储层孔道。

摘要：高升油田注水区块随着开发时间的延长,一方面由于储层岩石矿物成分中粘土含量较高,存在敏感性伤害;另一方面受钻井、修井、洗井、注水等外来因素影响,油层渗透率降低、近井地带油层污染日益加重导致注水通道堵塞、造成注水井注水困难、油井供液能力不足,产量急剧下降。在对储集层岩石碎屑成分、填隙物及粘土矿物等研究的基础上,重点分析考察油气层发生敏感的条件和由敏感性引起的油气层损害因素,指导高升油田注水区块。

关键词：储层伤害,敏感性,注水区块,高升油田

参考文献

[1]李富有.现代采油技术实用手册[M].北京:石油工业出版社,2007:515-520.

[2]徐振峰,等.低渗透油田地层堵塞因素分析[J].特种油气藏,2005,12(1):25-29.

注水区块 篇4

AA区块地质储量147.69×104t, 含油面积3.28km2, 油层顶面构造西北高、东南低。区块内共发育断层以近南北向为主, 属于断层-岩性油藏。区块原始地层压力9.9MPa, 压力系数0.87, 为欠压油藏, 空气渗透率8.6m D, 孔隙度15.0%, 地层油粘度6.1m Pa·s。目前该区产能井79口, 单井平均有效厚度12.7m。

2 合理井网部署方式

应用油藏工程方法计算, AA区块合理排距为100m~180m, 合理井距为300m~450m。通过数值模拟研究, 井排平行砂体延伸方向比垂直砂体的采出程度要高1.5%;井排方向平行裂缝方向, 采出程度最高。综上结合砂体发育规模, 优化设计出300×120m的菱形井网, 井排方向平行于裂缝方向, 与砂体斜交成15~20°。

3 超前注水技术研究

3.1 超前注水改善开发效果机理研究

3.1.1 超前注水能够提高地层压力, 减少压敏伤害

在固定围压条件下, 随着流体压力上升、下降, 渗透率也上升、下降, 但在流体压力上升过程中渗透率增加幅度比流体压力下降过程下降幅度要小;岩心渗透率越小, 渗透率变化幅度越大;流体压力持续上升或下降, 变化幅度也变小。

3.1.2 有利于保持较高的渗透率, 相对提高驱油效率

室内驱油实验表明, 孔隙流体压力上升, 岩心驱油效率提高。随着孔隙流体压力的逐渐降低, 渗透率为3.91m D的岩心, 驱油效率降低了3.43%;渗透率16.88m D的岩心, 驱油效率降低了0.78%。渗透率越高, 驱油效率降低越不明显;孔隙流体压力持续下降, 驱油效率下降幅度变小。

3.2 超前注水参数研究

3.2.1 合理孔隙体积PV数及合理压力系数研究

通过油田已投产区块的实际效果确定合理地层压力系数, 根据经验, 受效后产量达到初期的70%以上, 认为开发效果较好, 此时合理压力系数在0.96~1.15之间。

应用数值模拟做了注入不同孔隙体积PV数时, 地层压力达到原始地层压力的倍数, 结合产量与压力系数关系, 确定AA区块超前注水合理地层水平为原始地层压力的1.1~1.3倍, 合理注入孔隙体积PV数为0.01~0.03。

3.2.2 合理超前注水强度及合理注水时间研究

通过数值模拟方法, 研究了不用注水强度在不同超前注水时间下的压力变化。当地层压力达到1.2倍时, 注水强度为2.0m3/d·m时, 超前注水时间要达到6个月;当注水强度为3.0~3.5m3/d·m时, 超前注水时间为3~4个月;当注水强度达到4.0~5.0m3/d·m时, 超前注水时间为2个月, 考虑AA示范区渗透率只有8.6m D, 压力传导相对较慢, 防止地层蹩压, 确定的注水强度为2.0~3.5m3/d·m。

通过分析数值模拟计算结果也表明, 当注水强度为2.0 m3/d·m, 超前注水6个月的最终采收率为21.94%, 要比其他超前注水时间的最终采收要高, 可认定为最佳的注水时机。

3.3 超前注水实施效果

3.3.1 水井吸水能力强

与邻近滞后注水井区相比, 注水压力、注水量、油层吸水能力变化情况基本保持一致。

3.3.2 油井产量高, 递减减缓

应用超前注水技术的AA区块初期的日产油可达4.0t, 而AA临区块基础井的初期日产油为3.3t, 加密井的初期日产油为2.8t。AA油井的产量较高, 说明超前注水开发提高单井产量, 从投产前3个月递减情况来看, AA区块的递减率为9.09%, 而AA临区块基础井区的递减率为9.88%, 加密井区的递减率为10.14%。

3.3.3 初期含水低

AA区块油井初期含水的平均值为4.4%, 生产5个月后油井目前含水的平均值为5.4%。而AA临区块初期含水为6.59%, 经历五个月后含水为7.97%, 高于AA区块。可见采用超前注水的AA区块初期含水较低。

3.3.4 能够建立起有效驱动体系

AA区原始地层压力9.9MPa, 压力系数0.87。注水6个月, 油井投产时地层压力达到12.11MPa, 为原始地层压力的122.3%, 压力系数1.07, 压力恢复水平达到方案设计要求。目前地层压力10.37MPa, 压力系数0.93。

4 结论认识

1) 超前注水能够提高地层压力, 避免因地层压力下降导致的储层孔隙度和渗透率损失。有利于克服启动压力梯度、提高波及系数, 提高了最终采收率, 是欠压油藏提高单井产量的有效技术。

2) AA区块超前注水合理的注水强度为2.0-3.5 m3/d·m;合理的注水时间为3-6个月;合理PV数0.01~0.03;合理压力系数为0.95~1.15。

3) 从超前注水的实施效果看来, 超前注水可以建立有效的驱动体系, 增大了油井的产量, 减缓了递减程度。

参考文献

[1]张兴金, 范旭.松辽盆地朝长地区扶余油储层特征研究.大庆石油地质与开发.1994.[1]张兴金, 范旭.松辽盆地朝长地区扶余油储层特征研究.大庆石油地质与开发.1994.

[2]马世忠, 杨清彦.曲流点坝沉积模式、三维构形及其非均质模型.沉积学报.2000.[2]马世忠, 杨清彦.曲流点坝沉积模式、三维构形及其非均质模型.沉积学报.2000.

注水区块 篇5

1 双子表面活性剂作用原理简述

通过化学键将两个或两个以上的同一或几乎同一的表面活性剂单体, 在亲水头基或靠近亲水头基附近用联接基团将这两亲成份联接在一起, 形成的一种表面活性剂, 称为双子表面活性剂。双子表面活性剂是一类新型的表面活性剂, 具有高的界面活性, 耐温150℃, 耐矿化度80000 mg/L, 是目前中低渗透油藏降压增注用表活剂的首选。

低渗透储层多呈亲水性, 一部分注水压力来自于水湿岩石孔隙内表面水化层对水的吸附阻力, 注水启动压力梯度相当程度上是克服水膜吸附阻力。同时, 注入水进入岩石孔隙后, 油流很容易在喉道处被截断, 形成油滴, 堵塞吼道。由于双子表面活性剂具有良好的界面性能, 可以降低油水界面张力, 消除油滴堵塞, 同时双子表面活性剂吸附到岩石表面上, 可以摒除水膜吸附阻力, 进而降低注水的压力。室内实验结果表明, 双子表面活性剂可将该区块油水界面张力降至0.01m N/m数量级。

2 双子表面活性剂在注水井酸化增注中使用效果评价

2.1 义34-X20井

义34-X20 井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34 断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度17.1%, 平均渗透率为48.9*10-3um2, 岩性为灰褐色油浸细砂岩、灰色泥灰岩。该井曾实施过三次酸化增注作业。其中第一次作业的主要目的是通过酸化解除近井地带污染, 增加单井注水量, 提高注采井组开发效果, 此次作业过程中并未配合使用双子表面活性剂;第二次作业则是在未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下加入了正挤双子表面活性剂的工序。

第一次酸化作业时的酸液配制如表1所示。

作业施工时的泵注顺序依次为正替清洗液10m3、正挤前置酸30m3、正挤主体酸30m3、正挤注入水30m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

第二次酸化作业时的酸液配制如表2 所示。同时, 在酸化时配合使用了5t双子表面活性剂使用量, 并加入100m3的清洁注入水进行稀释。

作业施工时的泵注顺序依次为正替前置酸10m3、正替主体酸1.5m3、正挤主体酸8.5m3、正挤双子表面活性剂100m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

义34-X20井在酸化作业后的降压增注效果如表3所示。

从降压增注效果对比情况来看, 在两次作业未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下, 双子表面活性剂的使用在酸化措施中起到了比较明显的降压增注作用。同时, 酸液使用量以及酸液和双子表面活性剂注入顺序的优化也对注水井降压增注的效果产生积极影响。

2.2 义34-3-X7井

义34-3-X7井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度14.61%, 平均渗透率为15.25*10-3um2。该井为34断块特低渗油藏义34块南扩小井距井组沙三段4砂组CO2气驱试验井组的一口注气井, 于2009年2月完成射孔, 累计排液21方, 累油4吨。2010年12 月下入注气管柱待注气, 后提出原井管柱转注水, 试验小井距注水效果。其相邻井义34-1-X5井转注后仅注水400m3便因压力高注不进。因此决定在转注时就对该井实施双子表面活性剂增注措施, 解决该井注水问题, 提高注采井组开发效果。此外, 复合缓速酸使用量为5t, 并加入20m3清洁注入水进行配制;双子表面活性剂使用量为6t, 并加入120m3的清洁注入水进行稀释。

作业施工时的泵注顺序依次为正替双子表面活性剂10m3、正替前置酸0.5m3、正挤前置酸7.5m3、正挤复合缓速酸20m3、正挤前置酸10m3、正挤双子表面活性剂110m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

义34-3-X7井在酸化作业后的降压增注效果。

从注水数据来看, 该井降压增注效果非常显著, 其注水压力远小于该区块其它情况类似的注水井的高达30MPa左右的注水压力, 并且该井实际日注水量也远超日配注量。分析认为这主要是因为施工时增加了酸液和双子表面活性剂的用量, 并优化了泵注程序, 并且为降低残酸对地层的伤害, 还增加了氮气泡沫混排程序。

3 结语

注水井降压增注是改善低渗透区块水驱油效果和提高采收率的重要手段。为了实现降压增注的目的, 在水井酸化作业中配合使用双子表面活性剂是一个非常有效的措施。通过对渤南低渗透区块比较典型的两口注水井在酸化作业中使用双子表面活性剂后注水效果比对的评价, 可以认为在酸化作业中配合使用双子表面活性剂可以有效提高酸化的效果, 更好的实现注水井降压增注的目标。但同时也需认识到通过在一次酸化作业中加入双子表面活性剂并不能一劳永逸的解决注水问题。因为前期注入的表面活性剂随着注水量增大, 浓度会逐渐降低, 所以就需要在以后的作业中注入后续的双子表面活性剂。此外, 降压增注效果显著与否还与作业时酸液和双子表面活性剂的使用量及泵注顺序有密切关系, 因此必须要根据每口注水井的实际井况来优化酸液配制和施工设计。

参考文献

[1]李瑞冬等.低渗透油田双子表面活性剂降压增注实验研究, 2012年4月.

[2]赵剑曦.杂双子表面活性剂的研究进展.化学进展, 2005:17-6.

注水区块 篇6

1 注水管网压力损失分析

注水管网总压力损失:Δp管=Δp分+Δp干+Δp配+Δp井

式中:Δp管为注水管网总压力损失,M Pa;

Δp分为分水器泵阀控制压力损失,M Pa;

Δp干为注水干线、支干线压力损失,M Pa;

Δp配为配水间控制压力损失,MPa;

Δp井为注水单井管线压力损失,MPa。

1.1 分水器泵阀控制压力损失

分水器泵阀控制压力损失Δp分一般较小,它与各注水干线管路特性曲线有关。减少Δp分需要泵的性能和管网的合理匹配。

1.2 注水干线、支干线及注水单井管线压力损失

注水干线、支干线压力损失Δp干及注水单井管线压力损失Δp井与注水管线的长度、走向、水的流速等有关。姬六注系统部分管网及注水参数见表1。

(1)姬六注系统改造前的水头损失分析。

以地209-69配为例,采用流体力学原理进行分析:液体在长距离输液管路上的总水头损失hw,包括沿程水头损失和局部水头损失(即hw=hf+hj)。在本文中,笔者仅讨论沿程水头损失hf。根据达西—魏斯巴赫(D arcy-Weisbach)公式:hf=λ·(L/D)·(υ2/2g)及hf总=hf1+hf2+···+hfn。

先选姬六注到地90-90配之间的干线Φ0.114m×3600m,Q=1250m3·d-1,当量粗糙度Δ=0.6mm(注水管线系旧钢管),相对粗糙度ε=2Δ/D=10.526×10-3,g=9.8m·s-2,水的运动粘滞系数γ水=1.0×10-6m2·s-1,将流量Q(m3·d-1)换算为流速υ(m·s-1),υ=4Q/(24·3600·π·D2)=1.418m·s-1。

计算雷诺(Reynolds)数Re,确定流体的运动状态:Re=υD/γ=161652,水力光滑区上限雷诺数:Re 1=59.7/ε8/7=14 7 1 0,混合区上限雷诺数:Re 2=(665-765lgε)/ε=303112,59.7/ε8/7≤Re≤(665-765lgε)/ε,则流体的运动处于光滑区与粗糙区的混合区。沿程阻力系数λ为:1/λ1/2=-1.8lg[6.8/Re+(Δ/3.7 D)1.11],λ=0.0 2 82;

用达西-魏斯巴赫公式算出:hf1=0.0282×3600×1.4182/(0.114×2×9.8)=91.36m水柱。

同理可以得出:hf2、hf3、hf4。

由此可以得出总水头沿程损失:hf总=9 1.36+9 1.0 0+16.1 1+3.2 5=2 01.7 2m水柱高(约2.0MPa)。

姬六注至地209-69配高差:hf3=1782.50-1 6 0 2.5 0=1 8 0.0 0 m水柱,即姬六注至地209-69配的局部水头损失hj为180m水柱。hw=hf+hj=2 01.72+18 0=3 81.72 m水柱。

分析上述计算过程及其结果可知:姬六注至地90-90配沿程水头损失最大,hf与D成反比,管径越细,沿程水头损失越大;地209-69配距离姬六注大约为11.9km,hf与L成正比,干线距离越长,注水半径越大,沿程水头损失也越大;加上变径、闸阀、弯头、配水器等局部水头损失,地209-69配至姬六注总压力损失为3.8 M P a。注水半径大,干线距离长,姬六注至地90-90配管径小造成姬十四增干线末端注水压力较低。因此要减小压力损失可从两方面采取措施:增大姬六注至地90-90配的管道直径,适当降低水流速,以减小压力损失;缩短供水距离,也同样可以减小压力损失。

实际采取的技术措施为:增加一条姬六注至地90-90配的注水分支干线(Φ0.114m×3600m)。

(2)姬六注系统改造后的水头损失分析。

增加一条姬六注至地90-90配的注水分支干线后,姬六注至地90-90配的沿程水头损失分析:假设改造后的干线总流量不变而两根分支干线流量减半,流程管径、长度不变。依据节点分析法分段计算沿程水头损失:两条管线总的压力损失为51.68m水柱,减少了约40m水柱的压力损失。hf总=5 1.6 8+9 1.0 0+1 6.1 1+3.2 5=1 6 2.0 4 m水柱(约为1.6 M P a)。地2 0 9-6 9配距离姬六注大约为1 1.9 k m,增加一条姬六注至地90-90配的注水分支干线后,得出的总沿程水头损失为162.04m水柱(约为1.6MPa),比改造前的2.0MPa减小0.4MPa,且在已有的流程条件下,变径、闸阀、弯头、配水器等设备不变,因局部水头损失hj与液体流经管道的相对粗糙度有关,故系统中的局部水头损失与改造前一致;系统压力损失比改造前减小了近0.4MPa,提高了注水井的注水压力。

1.3 配水间控制压力损失

配水间控制压力损失Δp配的大小与配水间分水器压力、各注水井的注水压力数值分布范围有相当大的关系。当个别注水井的注水压力远大于通常的注水压力时,为满足这些注水井的注水需求就需要适当提高整个注水系统的压力,由此造成多数注水井必须通过配水间流量调节阀进行调配,使Δp配增大,造成严重的节流耗能现象。

姬十四增干线末端6个配水间注水层位均为长8;而长4+5阀组间位于干线的前部。罗1区块长8油层平均注水压力为16.1MPa,而首端的耿60区块长4+5油层平均注水压力为13.3MPa,这样就造成了长8阀组间压力低于前面的长4+5阀组间,致使其水井注水不足。于是不得已采取提高注水站压力来增加末端阀组间压力的方式增加长8油井的注水量,而问题产生的根源在于注水管网设计有缺陷,需要进一步改进。

高压注水井的治理,其配套的工艺技术常见的有两种:一是实施注水井单井增注技术,以降低其注水压力,达到普遍注水井的压力水平;二是重新设置一套独立于原注水系统之外的压力系统,对区块高压注水井实施注水作业。

(1)注水井单井增注技术。

注水井单井增注技术的优点:投资少,进度快,增注效果明显,但注水井注水压力并没有明显减低,从采取措施前的18.0MPa降低至目前的16.2MPa,这对均衡注水井压力、减小控制压力的损失是不利的,因此不适用于注水干线长、管网设计不完善的区块增注。

(2)新建压力系统实施区块增注技术。

新建压力系统的技术已在该区块的注水管网改造中投入应用。该区块3个配水间位于注水干线的末端,分水器压力低,注水量不足,9口井有7口注水量不足。2011年4月,新建地188-40数字化撬装注水站后,9口井全部达到按需配注,说明新建压力系统技术适用于注水半径大、末端压力低的区块注水系统改造(如表2)。

姬十四增干线的末端需要治理注水量不足的注水井数量多、范围集中,与地188-40区块的情况相类似,比较适合采用区块增注技术。在对该区块注水井进行治理时可以利用绝大部分注水管网,重新设置一套独立于原注水系统之外的压力系统,并排除其相互之间的干扰,实施区块高压注水井增注技术。该技术措施实施时,需新建1口注水井,加装2个储水罐、1台排量合适的高压注水泵,利用原有注水干线作为新注水撬的注水干线,在5个长8配水间中部地势较高的地209-67井组建设撬装注水站。这不但可以使欠注井达到配注要求、投资少、管理方便,而且减轻了姬六注的负荷,并保证了其它区块的注水压力,减小了姬六注注水半径并为今后提高泵压留有一定的余量。

2 结语

(1)对注水系统不断进行分析、调整与优化,提出适合低渗透油藏开发的注水新工艺技术:增大姬六注至地90-90配的管道直径;适当降低注水流速;减小姬六注注水半径,均可减小注水的压力损失;新建地209-67注水撬,地209-64、208-63、2 0 9-6 7、2 0 9-6 9及2 1 3-7 4等由新建注水撬管辖,优化、简化了注水工艺流程,从而达到满足节约工程投资、降低生产运营成本的目的。

(2)实施注水工艺技术分析并采取相应的技术措施,以增加地层能量,改善马家山东区块油藏的开发效果,提高油藏的原油采收率,已经产生了良好的社会效益和可观的经济效益。该技术可在相关的油藏开发中推广应用。

参考文献

[1]李恕军,柳良仁,熊维亮.安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术[J].石油勘探与开发,2002,29(5):62-65.

[2]令永刚,杜寻社,李兆明,等.特低渗透油藏注水开发技术研究[J].江汉石油学院学报,2003,25(S2):137-138.

[3]李忠兴,杨克文,史成恩,等.鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化[J].西安石油学院学报(自然科学版),2003,18(6):43-46,57.

[4]董巍,王荣敏,毛泾生,等.长庆油田注水地面工程技术优化分析[J].石油规划设计,2010,21(3):41-43.