低渗透区块（共4篇）
低渗透区块 篇1
摘要：低渗透油藏由于地层能量衰竭较快且注水困难,一次及二次采收率较低,故考虑采用注空气技术来维持地层压力、提高采收率。相对于其他气驱技术,空气驱具有来源广、成本低的显著优势。通过对C-9井区原油低温氧化实验及空气驱实验,研究了目标区块原油的低温氧化特性及油藏条件下的空气驱提高原油采收率幅度。主要从注空气安全和提高采收率潜力方面评价了空气驱低温氧化工艺的可行性。实验结果表明,在相对低温条件下C-9区块原油可以有效消耗氧气,即使氧化速率缓慢,但是考虑空气在油藏中滞留时间及氧化反应的热效率,仍可以保证注气安全,空气驱二次采油可以得到较高的采收率,但是对于剩余油饱和度低的三次采油,空气驱提高采收率的幅度相对较低。
关键词：低渗透,注空气,低温氧化,提高采收率,安全
空气驱对于注水困难的低渗透油藏是一项技术和经济上均可行的提高采收率技术[1]。低渗透油藏通常为埋深较深的低粘轻质油油藏,其空气驱驱油过程和重质油油藏火烧油层[2]在氧化机理和提高采收率机理方面有很大不同。轻质油油藏原油流动性较好,不需要高温氧化产生的热效应降黏促使原油流动[3,4]。轻质油油藏中注入的空气在和原油发生低温氧化反应放出热量并生成CO2和少量CO,加上N2以及抽提的轻质组分形成烟道气驱[5]。 这样,低温氧化消耗氧气产生的烟道气驱及热效应便是空 气驱低温 氧化提高 采收率工 艺的显著 特点[6—9]。
低渗透油藏空气驱项目从20世纪80年代开始越来越多,最早用于低渗透油藏解决注水困难问题是在1979年位于美国Williston盆地的Buffalo油田BRRU区块空气驱项目[10]。根据有关文献,到目前为止,Williston盆地共有4个成功的低渗透油藏空气驱项目,3个在BRRU区块,1个在MPHU区块[10—13]。该地区的油藏特点是埋深较深、地层温度较高、平均渗透率为10 × 10- 3~ 20 × 10- 3μm2,地层原油为轻质原油。除了美国的Williston盆地,国外进行过低渗透油藏空气驱可行性评价的有印度尼西亚的Handil油田、阿根廷的Barrancas油田、位于北海的Ekofisk油田、澳大利亚的Kenmore油田、位于印度西部的低渗透油田[12—18]。在国内,胜利油田低渗透油藏空气驱项目目前已完成先导试验工作,马岭油田 进行过低 渗透区块 注空气泡 沫现场试 验[19—22]。根据国内外进行的大量的实验和数值模拟研究以及先导试验和现场应用,总结空气驱的优势如下: 空气来源广,没有气源限制; 空气比其他气体( 如CO2、N2、烟道气、天然气等) 成本低; 对于低渗透油藏,空气比水更容易注入,可解决注水困难问题; 低渗透油藏空气驱具有烟道气驱和低温氧化带驱两种驱油作用。
新疆油田已发现很多低渗透区块,这些区块油藏有的埋深较深,具有较高的油藏压力及较低的地层原油黏度,但地层温度较低。由于地层压力衰竭较快且注水困难,一次及二次采收率较低,可以考虑采用空气驱来维持地层压力并提高驱替效率。新疆油田空气驱候选低渗透区块具体特征为: 储集层埋深为2 200 ~ 2 700 m; 平均有效渗透率为1 × 10- 3~ 60 × 10- 3μm2; 原始地层压力为20 ~ 30 MPa; 地层原油黏度为1. 1 ~ 4. 4 m Pa·s; 油藏温度为50 ~ 80 ℃ ,与国内外同类采用注空气提高采收率的油藏相比温度较低,不利于低温氧化反应。为了评价这些低渗透轻质油藏注空气工艺的可行性,选取C-9区块为目标油藏区块,对其原油进行低温氧化特性实验和室内空气驱实验,从耗氧、注空气安全、提高采收率潜力、低渗透油藏空气可注性等方面进行评估, 为空气驱低温氧化工艺在新疆油田其他低渗透区块的应用提供依据。
1C-9区块原油低温氧化(LTO)特性
低渗透油藏空气驱工艺成功的关键是形成稳定的低温氧化带以便有效地消耗注 入空气中的氧气。因低温氧化效果不好而造成的生产井氧气过早突破,或为避免油气爆炸等事故,不得不采取生产井关井或停止注气等操作。能否在油藏内产生自发低温氧化反应并彻底消耗氧气是评价低渗透油藏空气驱可行性的重要指标,需要进行原油的低温氧化特性实验研究。原油的氧化特性主要与原油组分、油藏温度和物性有关。 C-9区块的油藏特征和原油性质如表1所示。
1.1小型台架反应釜(SBR)实验
小型台架反应装置如图1所示,主要包括容量为100 m L的高压反应釜和恒温油浴箱[4]。实验中取一定量的原油样品( 或原油、地层砂、地层水混合物) 放入反应釜中,室温下注入高压空气,然后将反应釜放入已设定为油藏温度的油浴箱中,反应过程中连续记录反应釜内的压力和温度变化。由于氧气消耗的物质的量多于生成的CO2,反应釜内压力呈现下降趋势,可用来计算氧化反应速率。当压力稳定后结束实验,测量反应后气体中的O2和CO2含量,进行氧气消耗量的计算。根据Arrhenius方程对氧气消耗速率和温度的倒数关系进行拟合,计算低温氧化反应动力学参数。C-9区块油样的SBR实验条件和实验结果如表2所示,实验采用目标区块的原油和破碎后重新压实的岩心在油藏温度和压力下进行反应。
为考察温度对原油低温氧化特性的影响,在初始压力在23. 8 MPa条件下,以油藏温度为初始点, 进行阶段升温实验至110 ℃,实验结果如表2所示, 压力随温度和时间的变化如图2所示。根据C-9油砂SBR实验结果计算得到的Arrhenius活化能估计值为52 k J/mol。
目标区块油藏温度下纯油样SBR实验结果( 表2) 表明,低温下反应速率较低 ( 表现为压力降较小) ,O2消耗量大于完全氧化所应生成CO2的量。 由此可将氧化过程简化为两种反应: 氧原子加入到碳氢化合物分子中形成含氧碳氢化合物,然后含氧碳氢化物继续反应生成CO2。前者称为氧化反应, 后者可称为碳链剥离反应。C-9区块纯油样SBR实验结果表明,在较低温度下低温氧化反应以氧化反应为主,而碳键剥离反应速率很低。图2的温度和压力曲线表明,在110 ℃ 附近时有一个较大的压力降过程,由于氧化反应为放热反应,将导致加速反应。反应结束后( 220 h) ,测得的反应物气体中O2含量为0. 9% ,CO2为14% 。
1.2氧化管实验
氧化管实验设备如图3所示。氧化管实验方法和过程与常规驱替实验类似,只是需要利用气袋收集产出气体以供测量O2和CO2含量或用线测量仪测量产出气O2和CO2含量。实验时先用破碎的地层岩芯装入填砂管,然后在常温常压下饱和配制的地层水。饱和油过程在油藏温度下进行,即注入地面复配原油至无水产出。油水饱和完毕后,在填砂管两端用水加压至油藏压力,静置稳定12 ~ 24 h后,进行空气驱低温氧化实验。在阶段升温试验中,填砂管连接可维持恒压的氮气源,以实现空气和原油在恒温恒压条件下进行低温氧化反应。
针对C-9油样进行了两组氧化管实验,实验结果如图4所示。图中的5个测量点分别为: 1气体突破时; 2空气驱结束时; 3在76. 8 ℃ 时密闭( 关井) 反应125 h; 4在90 ℃ 时密闭反应125 h; 5在100 ℃ 时密闭反应125 h。两组实验的空气注入速率均为1. 97 Sm3/ ( h · m2) ,实验1在连续注 气6. 8 h后气体突破,产出气O2含量为16. 6% ,CO2含量为0. 7% ,气体突破 后继续进 行油藏温 度76. 8 ℃ 下的关闭操作,反应125 h后气体中氧气含量降为13. 8% ,CO2含量升为2. 1% ,说明在油藏温度下空气驱能够发生低温氧化反应,但反应速率较为缓慢。进行升温密闭反应实验,O2含量继续降低,CO2含量进一步升高,如图4所示。当升温至100 ℃ ,密闭反应时间为约125 h后,O2含量降为4. 8% ,CO2含量上升为9. 2% ,实验2有着类似的结果。
氧化管实验每一温度阶段均维持在恒定的温度和压力下进行,可以近似认为含量变化为其物质的量变化。如图4中所示在气体突破时及油藏温度 ( 76. 8 ℃) 和升温至90 ℃三个测量点,O2的减少量明显要多于完全氧化应生成CO2量的理论值( 即O2消耗完全转换为CO2) ,而当温度升至100 ℃密闭反应125 h后,CO2增加量和O2消耗量与完全氧化反应理论值相差不大。说明在低温温度下( 低于100 ℃ ) 以氧化( 加氧) 反应为主,而100 ℃ 左右经长时间的反应,碳键剥离( 或产生CO2) 反应的速率明显增大,生成CO2的量有较大增加。
2空气驱实验
空气驱实验设备和氧化管实验相同,如图3所示,具体实验参数及实验结果如表3所示。实验过程中为了实现用填砂管模型模拟C-9油藏的低渗透率,采用C-9破碎后的岩心及不同粒径的石英砂进行混合配比,并且加入少量高岭土。在填砂过程中依次向填砂管中加入少量砂粒进行夯击压实,经多次填制最终选出4组与目标油藏渗透率相近的填砂管模型。图5为实验1和实验2原油采收率随注入空气体积变化曲线,两组实验填砂管的渗透率分别为7. 9 × 10- 3μm2和5. 8 × 10- 3μm2,模拟空气驱技术应用于 二次采油,总采收率 分别为55. 4% 和61. 5% 。因实验室条件限制无法做到模拟油藏的绝热环境,实验在油藏温度下的恒温条件下进行,产出气中O2含量较高 ( > 15% ) ,CO2含量很低 ( < 1% ) ,可以看作是近似模拟烟道气驱过程,由图5中的原油采收率曲线可以看出C-9区块油藏烟道气驱过程为典型的非混相气驱,气体突破时采收率在50% 左右,所以在不考虑热效应的情况下,空气驱为非混相气驱。氧化反应的热效应将有助于进一步提高采收率。
图6所示为模拟空气驱进行水驱后三次采油的两组实验原油采收率曲线。实验3和实验4填砂管的渗透率分别为15. 1 × 10- 3μm2和5. 5 × 10- 3μm2,实验3水驱至剩余油饱和度为52% PV,空气驱原油采收率幅度为32. 6% ,总采收率为58. 8% 。 说明在剩余油饱和度较高的情况下,空气驱烟道气驱阶段提高采收率效果较好。实验4水驱至剩余油饱和度为36. 2% ,空气驱原 油采收率 幅度仅为6. 1% 。实验结果表明,空气驱应用于水驱后剩余油饱和度较低的低渗透区块,在烟道气驱阶段提高采收率幅度 有限。显然,当水驱后 剩余饱和 度为36. 2% 时,已接近非混相气驱的残余油饱和度。
3结论及认识
( 1) 空气驱技术由于具有不受气源限制、成本低,且对于低渗透油藏具有低温氧化带驱油作用,与其他气驱方式( 如N2驱、CO2驱、烟道气驱、天然气驱等) 相比具有一定的优势,尤其适用于存在注水困难的低渗透油藏,近年来研究越来越多。
( 2) C-9区块低温氧化特性实验结果表明,在相对较低的温度77 ~ 110 ℃ 下,目标区块油藏原油可以有效地消耗氧气,虽然在油藏温度下氧化速率较低,但考虑氧化反应的热效率及空气在油藏内较长的滞留时间,仍可以达到完全的氧气消耗,保证安全生产。
( 3) 空气驱实验表明,空气驱应用于二次采油可以得到较高的采收率; 但对于水驱后剩余油饱和度较低的三次采油,空气驱( 非混相方式) 提高采收率幅度相对较低。
低渗透区块 篇2
关键词：低渗透油田,经济产量界限,抽油机采油,提捞采油
1 引言
采油九厂所管辖的大庆长垣以西地区, 油田具有渗透率低、储量丰度低、产量低的“三低”特点, 开发经济效益较差。选择合理的采油方式, 可以进一步提高油田开发经济效益。通过建立油井经济产量界限模型, 对抽油机采油井和提捞采油井的可变成本和经济性对比分析, 确定了不同采油方式下油井的经济产量界限, 为低渗透油田产能建设区块采油方式的选择提供理论依据。
2 采油方式选择影响因素分析
选择合理的采油方式是地面工艺优化考虑的重点之一。低渗透油田常用的采油方式有“机采”和“提捞”两种。与提捞相比, 机采具有生产稳定、产量高、采收率高的优点, 缺点是基建投资高、生产操作费用高。提捞的优点是基建投资低、生产操作费用低, 缺点是生产不稳定、地层能量损耗大、采收率低。因此, 在经济效益允许的条件下应选择机采方式, 低于经济界限产量时采用提捞方式。采油方式的选择重点是确定经济界限产量, 而经济界限产量的确定要考虑原油价格、不变成本、可变成本和上缴税率等因素。
3 油井经济产量界限模型的建立
设原油价格为P, 油井经济产量为Q, 不变成本为CF, 可变成本为CV, 上缴税率为RT, 根据盈亏平衡原理可得
不变成本CF包括钻井工程投资和基建投资, 钻井工程投资又包括钻井费用、射孔作业费用、测井费用, 压裂投产井还包括压裂费用, 即
式中CD—钻井费用;CP—射孔作业费用;CL—测井费用;CY—压裂费用;CC—基建费用;
若考虑油井产量递减, 设q为临界初始产量, α为年递减率, T0为稳产时间, T为递减至平衡点的时间, t为油井年生产天数, 则
将 (3) 、 (4) 代入 (2) , 可得
4 油井经济合理采油方式的确定
4.1 评价参数的确定
根据该经济产量界限模型, 以采油九厂2005年产能建设区块敖112区块为例, 说明油井经济合理采油方式的确定。敖112区块各项测算参数见表1。
各项参数取值说明如下:
钻井单价取2005年关联交易价693元/米, 井深取值1450米;单井基建定额机采井取值120万元/口, 提捞井取值25万元/口;操作成本机采井取值2004年全厂平均值595.05元/t, 捞油井取值300元/t;上缴税率考虑经营费取值0.07%, 上缴折旧费取值0.05%;生产天数机采井取值330天, 提捞井取值300天;由于我厂低渗透油田无稳产期, 稳产时间取值1年;年递减率取值0.15%。
根据相关文献, T的确定综合考虑如下:
在一定开采工艺技术水平下, 假定井数固定在某一水平上, 总利润和经济开发期关系如图1所示。总利润的变化特征是初期需要大量的基建投资, 生产出的原油还不足以还回投资, 总利润为负值, TA以前为还本期。A点到B点为盈利期。B点以后为亏损期。如果没有特殊必要, TB就定为经济开发期, 也叫油田的经济寿命。在经济开发期内取得最大利润。低渗透油田的经济开发期一般可达20-30年或更长一些, 本文综合分析取值30年。
4.2 机采单井经济产量界限的确定
根据式 (5) , 敖112区块不同原油价格下机采单井经济产量界限的计算结果见表2。表2敖112区块不同油价下机采和提捞单井经
根据表2中的数据, 做机采单井经济产量与原油价格的关系曲线, 见图2, 并得出最优回归方程为
从图2可以看出, 机采单井经济产量界限随着原油价格的升高而降低, 当原油价格从1200元/t上升到3000元/t时, 油井的经济产量界限则由2.8t/d减少到0.6t/d;当原油价格为2100元/t, 原油产量小于1.0t/d时, 采用机采方式没有经济效益, 应考虑将机采转为提捞, 此产量即为确定机采或提捞生产方式的界限产量。
4.3 提捞单井经济界限的确定
在特定原油价格下, 当油井产量低于某一经济产量界限时, 从经济效益的角度出发, 采用提捞方式生产也无经济效益。不同油价下, 提捞单井经济产量界限的计算结果见表2。根据表2中的数据, 做提捞单井经济产量与原油价格的关系曲线, 见图2, 并得出最优回归方程为
通过机采和提捞生产方式经济效益对比可以看出, 由于可变成本不同, 机采和提捞的经济产量界限不同, 在油价相同的情况下, 提捞的经济产量界限低于机采。
结论
(1) 在其它条件一定的情况下, 油井经济产量界限与油价呈负相关关系, 且其最优回归方程为:
(2) 油价一定时, 油井经济产量界限与采油方式有关, 与机采相比提捞的单井经济产量界限较低。
参考文献
[1]赵俊平等.低渗透油田不同采油方式的经济性分析[J].大庆石油学院学报, 2004, 28 (5) :25-27.
[2]石万钊.井网密度及开发期的合理经济界限研究[J].大庆石油地质与开发, 1988, 7 (1) :39-42.
[3]徐晓臣, 刘荣发.提捞采油技术经济效益分析及应用[J].油气田地面工程, 2001, 20 (5) :12-13.
低渗透区块 篇3
化子坪区块属于安塞油田中的特低渗透油藏开发开采区, 位于陕西安塞县化子坪乡境内, 目前开发的有长2及长6层油藏, 其中长2油藏属于三角洲平原的分流河道相沉积控制的特低渗透油藏, 其平均油藏埋深为935m, 相对高差为200~300m, 储层物性较差, 非均质性强, 同时受到构造和岩性所控制, 油藏的油水差异较小, 无明显的油水界面, 驱动类型为弹性~弱水压驱动, 油井单井产量较低。根据目前为止的研究成果, 化子坪区块的长2油藏按其分布可以分为3个独立的开发井区, 分别为化100~化101~塞439井区、塞227井区及塞430井区。根据岩心资料统计, 化100~化101~塞439井区的孔隙度平均为13.42%, 平均渗透率为6.07×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.04, 渗透率非均质系数为6.17;塞227井区孔隙度平均13.78%, 平均渗透率为22.1×10-3μm3, 渗透率变异系数为0.96, 渗透率非均质系数为3.91;塞430井区孔隙度平均13.64%, 平均渗透率为10.3×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.28, 渗透率非均质系数为7.08。这三个井区的储层物性具有一定的差别, 但都表现出了严重的储层非均质性。
针对特低渗透油藏的开发特点及目前特低渗透油藏的注采井网普遍存在的问题, 化子坪区块油藏目前采用的是反九点井网, 井间距为250m进行投产。
2 化子坪区块油藏注采开发井网的设置
针对化子坪油藏天然裂缝较发育及明显的渗透率各向异性, 以及储集层基质渗透率低, 注水开发所需驱动压力梯度大的特点, 通过在现场进行的试验所提供的思路, 提出了矩形五点井网、菱形反九点井网及正方形反九点井网这三种注采井网的设置方法。化子坪区块油藏所使用的正方形反九点井网的井排方向与天然裂缝错开30度, 井距250m, 角井转注形成排状的注水之后排距与井距比为1∶3。三种井网的密度相同, 而且油井裂缝的穿透率均为30%, 注水井则可以依靠天然裂缝注水。以下是这三种井网设置方式的数据模拟结果:
由表1可以看出, 矩形五点井网的注采比大于反九点井网, 注水强度较大而且注水方向为沿裂缝线状注水, 既避免了油和水发生水窜现象, 又使压裂规模得到扩大, 很大程度上提高了注水井的注水能力及油井的产能, 所以说化子坪区块油藏采用矩形反五点井网对于注采能力的提高有很大的优势。
3 矩形反五点井网的优化
3.1 排距的优化研究
根据生产井的压裂规模和注水井的大规模压裂, 在井网密度相同的情况下, 矩形五点井网经过大规模压裂后其采出程度要比一般压裂规模高3%~3.5%, 而采出程度又会随着排距的减小而增加, 但增加幅度变小, 由此经过现场模拟实验得出, 矩形五点井网采用150米的排距最合适。
3.2 井距的优化研究
在进行特低渗透油藏的注采井网优化设计研究时, 除了要考虑井网系统与裂缝系统的配置合理外, 还需要考虑合理的井网密度的问题。经过在化子坪油藏相关的模拟试验研究结果显示, 矩形五点井网的采出程度随着井距减小、井网密度增大而增高, 但是同样井网密度越大所需要开发的井越多, 开发成本越高。根据化子坪油藏的实际开发参数, 对于不同井距的矩形反五点井网方案做出了相应的评价, 评价结果表明, 井距400m至450m的矩形井网的初期采油速率相对较高, 而大于600m时要想取得方案预测的效果, 则需要人工压裂支撑缝的长度在420m以上。根据矩形五点井网的排距优化研究, 以及我国目前的压裂工艺技术及相关费用问题, 经过综合评价, 对于化子坪特低渗透油藏, 采用井距为450m至500m的矩形五点井网比较合理。
4 总结
经过模拟实验及现场的实践结果证明, 化子坪区块的油藏注采开发采用矩形反五点井网的方式具有较好的效果, 可以进一步展开对于矩形五点井网的研究工作;另外, 对于特低渗透油藏的注采开发井网方式的优化及矩形井网的大规模压裂改造, 可以较好地起到减井增效的作用。该研究成果在安塞油田特低渗透油藏区块具有较好的开发效果, 同时对于其他低渗、特低渗透油藏的注采开发也具有非常重要的参考价值。
摘要：随着石油勘探技术及油层改造技术的不断提高以及我国能源发展战略的需要, 低渗、特低渗透油藏的开发逐渐成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力, 同时也是我国未来石油可持续发展的重要技术方向。而特低渗透油藏的开发特点是储集层的物性较差, 潜在裂缝或显裂缝较发育, 油井一般无自然产能或很低, 需要压裂改造后进入投产;天然能量很少, 需要进行注水之后保持地层能量。所以, 只有对特低渗透油藏进行注采井网的合理部署及优化设置才能充分发挥特低渗透油藏应有的开发价值。本文以安塞油田化子坪区块这一典型的特低渗透油藏为例, 提出了其注采开发井网的设置与优化措施。
关键词：化子坪区块,特低渗透,油藏,注采开发,井网,设置,优化
参考文献
[1]张祥吉.超低渗透油藏井网部署及注采参数优化研究[A].中国石油大学.2011, 硕士论文
低渗透区块 篇4
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.