长2油层论文（共8篇）
长2油层论文 篇1
摘要：下寺湾油田属于一个低压、低渗、致密油田, 其封固特点为:温差变化大、层间水活跃、上部地层承压能力低。通过多年的研究与实践, 在下寺湾油田田逐步形成了一整套的固井技术手段, 在勘探开发中发挥了重要作用。针对油田多个不同层系固井过程中发生气侵、气窜层间油层、气层、水层互窜。
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
[1]固井隔离液研究与应用.林志辉, 付家文, 张国强, 闫振峰, 李志芳, 康宏长, 杨振梅, 刘会利, 王桂富 (大港油田) [1]固井隔离液研究与应用.林志辉, 付家文, 张国强, 闫振峰, 李志芳, 康宏长, 杨振梅, 刘会利, 王桂富 (大港油田)
长2油层论文 篇2
姓名
工号
成绩
一、填空题：(25分)
1、煤气具有（）、（）、（）三大危害，当前我公司的煤气有（）、（）、（）焦炉煤气四种，其中（）煤气co含量最高。
2、高空作业时，不可以用（）做起重支架。
3、带煤气作业必须佩带（）。
4、烧红的煤气管线不能用（）灭火。
5、长时间检修或停用的煤气设施，必须打开（）、（）等，保持设施内部的自然通风。
6、电焊作业时产生的有害气体主要成份是（）。
7、消防工作的方针是（）。
8、易发生坠落事故的作业有三类即（）、（）和（）。
9、电工在停电检修时，必须在开关处挂（）的警示牌。
10、使用直流电焊机开始施焊前，电压不得超过（）伏。
11、SJP适用于生产工厂、加工厂或组装线，尤其适用于钢铁、化工企业，各项专业必须遵守（）、（）、（）三大规范。
12、乙炔发生器或回火防止器内的水冻结时，应用（）融化。
13、灭火的三种基本方法是（）、（）、（）。
14、电流对人体的危害主要（）两种。
15、侥幸心理、冒险心理、麻痹心理、（）逆反心理、从众心理，会导致人的不安全行为。
16、（）水平放置，会带出丙酮液体，在瓶内形成空隙，容易进入空气而形成爆炸条件。
17、焊工使用的防护面罩应具有（）、（）、（）。
18、在雷雨天不要走近高压电杆、铁塔、避雷针，远离至少（）米以外。
19、天车开车前必须鸣铃报警，对于紧急停车信号，（）发出都应立即执行。20、停电安全措施的主要内容有停电、验电、放电、（）、（）、（）。
21、氧气瓶是天兰色的，氢气瓶是深绿色的，氮气瓶是（）色的，二氧化碳气瓶是（）色的。
22、用电线路中发生火灾的主要原因是短路、电路超负荷、（）、保险装置不适合。
23、（）情况下不宜采用口对口人工呼吸。
24、发生化学灼烫后，正确急救的第一步是迅速脱去被化学物质浸渍的衣服，用大量清水冲洗至少（）分钟。
25、当有人被烧伤时,正确的急救方法应该是（）。
二、选择题：（25分）
1、对煤气进行吹扫或置换的可靠介质是什么？（）A、蒸汽
B、空气
C、氮气
D、氧气
2、发生多人中毒时，抢救次序为（）
A、轻、中、重
B、中、重、轻
C、重、中、轻
3、、煤气浓度达到200mg/m3时允许工作时间为（）A、30分钟
B、15—20分钟
C、30—50分钟
4、、职业病防治工作应坚持什么方针？（）
A、预防为主，防治结合B、预防为主，先防后治
C、预防第一，防治第二
5、人在100℃以上的高温环境下作业时，一次不得超多长时间？（）A、13分钟
B、5分钟
C、8分钟
6、粉尘爆炸的特点是什么？（）
A、点爆起始能量大
B、点爆起始能量小
C、点不需要起始能量
7、三线电缆中的红色线表示什么线？（）A、火线
B、零线
C、地线
8、各种气瓶的存放，必须距明火多少米以上，避免阳光曝晒，搬运时不得碰撞。（）A、5米
B、8米
C、10米
9、建筑物起火后，多少分钟内是灭火的最好时间？（）A、5—7
B、10—12
C、15—20
10、灭火中使用二氧化碳灭火器时，人应站在什么位置？（）A、上风位
B、下风位
C、无一定位置
11、气瓶着火时，应怎么处理？（）
A、设法把气瓶拉出去扔掉
B、用水喷洒该气瓶
C、接近气瓶试图把瓶上的气门关掉
12、机械传动轴卷有大量棉丝时怎么处理？（）
A、不用理会，待擦洗机器时再清理
B、关闭机械进行处理 C、不需停机，用铁钩清理
13、操作砂轮时，下列哪项是错误的？（）
A、操作者站在砂轮的下面操作
B、使用前检查砂轮有无破裂
C、用力均匀模削
14、焊割与切割属于什么作业，具有高温、高压、易燃、易爆的特点。（）A、电器
B、明火
C、高危
15、在多少级以上强风或其他恶劣气候条件下，禁止高处作业（）A、4
B、5
C、6
16、高压带电导体故障接地处，流散电流在地面各点产生的电位差容易造成何种事故？（）A、单相触电
B、两相触电
C、跨步电压触电
17、触电事故季节性明显，每年一般集中在哪个季度？（）A、1—2
B、2—3
C、3—4
18、在短时间内危及生命的最小电流称为什么电流？（）A、感知电流
B、致命电流
C、摆脱电流
19、、国家颁布的《安全色》标准中表示禁止、停止的颜色为什么色？（）A、红色
B、兰色
C、黄色
20、检查易燃气体泄露时，多采用（）方法检测。（）（１）划火柴
（２）抹肥皂水
（３）闻气味
21、《职业病防治法》规定，对产生严重职业病危害的作业岗位，应当在其醒目位置，设置警示标识和中文警示说明。警示说明应当载明（）等内容。
A应急救治措施 B逃生路线 C岗位操作规程
22、《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》规定，需要进入存在高毒物品的设备、容器或者狭窄封闭场所作业时，（）。
A视物品毒性决定通风时间B必须设置现场监护人员和现场救援设备C必须备好足够的灭火器
23、为防止敲击火花引起爆炸，带煤气作业时，应当使用（）工具。
A铜质 B钢质 C铁质
24、炼铁高炉检修时，应首先检测作业点空气中（）气体的浓度。
A二氧化碳 B一氧化碳 C氨气
25、.使用砂轮机时禁止（）。
A两人共用一台砂轮机 B使用防护挡板 C一人单独操作
三、判断题：（20分）
1、发现人员触电时，应立即用手拉开触电人员，使之尽快脱离电源。（）
2、有异物刺入头部或胸部时,急救方法是马上拔出,用纱布简单包扎后送医院抢救（）
3、焊割与切割属于明火作业，具有高温、高压、易燃、易爆的特点。（）
4、在低煤气浓度下，长期作业会引起消化不良等反应。（）
5、国家颁布的《安全色》标准中表示禁止、停止的颜色为黄色。（）
6、进入密闭、金属容器、潮湿场所，使用的电压不得超过12伏。（）
7、电气人员必须用电压等级合适而且合格的验电器，在检修设备进出线两侧各相分别验电，验电前应先在有电设备上试验，确定验电器良好。（）
8、一般情况下36伏电压为安全电压，所以长时间接触不会有触电危险。（）
9、使用手动倒链，当一人拉不动时，可以再加一人，两人同时拉。（）
10、扑救爆炸物品火灾时，可以用沙土盖压（）
四、简答题（30分）
1、乙炔气瓶为什么不能水平放置？
2、气焊、气割工安全注意事项有哪些？
塬油田长9油层改造工艺模式探讨 篇3
关键词：储层改造,压裂,陶粒,物性
1 姬塬油田长9油层概括
黄39区位于宁夏盐池县境内, 西临红井字油田, 东至马坊油田, 主力层长81呈北西~南东向展布, 以扇三角洲平缘水上分流河道沉积为主, 河道以多个与砂体平行的尖湾相隔, 油藏主要受岩性控制;长9主要为底水油藏, 受岩性控制比较明显。区内沉积多套含油层系, 其中主力层长4+52、长61、长81、长91砂体呈北西~南东向展布, 其中长9油藏主力层位长91, 长91油层为三角洲平原分流河道沉积, 砂体发育稳定且面积广, 储层物性好, 局部富集, 油藏埋深2840m, 井均钻遇砂体厚度22.1m, 有效厚度8.6m, 成藏主要受构造及岩性双重控制, 该区块油层物性复杂, 改造难度大。
2 研究的必要性
姬塬油田长9油层局部富集, 受构造、岩性双重控制, 平面非均质性变化较快;油藏埋深大, 存在底水, 压裂改造规模和方式难以控制, 采用以往成熟工艺改造储层, 效果不明显, 急需探索出一套适合该区块特征的储层改造模式, 以便很好的开发油田。
3 改造模式优选及现场应用
我们根据黄39区块长9油层与水层之间隔层发育情况, 将油层分为以下三类。
第一类油层:
油层与下部水层之间隔层发育, 隔层厚度大于4米, 针对这种油层, 我们采用常规小型压裂模式改造, 根据储层情况可适当增大改造强度。
针对隔层大于4米的油藏, 隔层可起到有效遮挡作用, 所以采用常规压裂, 加砂规模在5-10m3左右, 排量0.8-1.2m3/m i n之间。 (表1)
该井长9层油层6.0米+3.1米油水层+5米隔层+底水层。从表1试油结果看, 没有压窜底水。第一类井试油出油井25口, 试油平均日产油8.05m3, 日产水16.6m3, 截止目前投产21口井, 平均日产液10.4m3, 日产油3.5t, 含水60.7%。第一类井试油出水井总计15口, 试油平均日产水29.44m3, 取5口长9 (含长9与其他层合采) 投产井, 平均日产液9.6m3, 日产油0.51t。
第二类油层:
油层与下部水层之间有隔层但不发育, 隔层厚度小于4米, 由于该区块井比较深, 采用直接压裂必须要有较大的排量, 排量过大又会压穿水层, 使底水上窜, 针对这种油藏的井, 我们采用下沉剂控缝高压裂改造, 并根据储层情况可尾追适量陶粒, 对裂缝进行支撑。
下沉剂控缝高工艺是在裂缝形成初期依靠携带液将下沉式转向剂带入裂缝, 形成高应力的人工遮挡层, 改变后续压裂液的流向, 避免裂缝在纵向上过度延伸, 以达到增加裂缝长度, 扩大泄油面积的目的。
如图1所示, 将下沉剂合理分配后分级加入, 保证上级注入下沉剂不压串底水, 同时为下级下沉剂注入提供一定的附加应力, 避免了一次注入液量多压串底水, 实现静态控缝高向动态控缝高的转化。该工艺在黄39区块得到了很好的应用, 并取得了良好的效果。我们针对1-2米隔层油藏, 采用小规模下沉剂 (1+2) 组合或 (1+2+3) 组合陶粒;针对隔层3-4米, 且油层厚度较大的油藏, 采用 (2+3+4) 组合陶粒或者 (1+2+3) 组合陶粒+尾追陶粒。
该井长9层油水层6.5米+2.0米含油水层+2米隔层+底水层。从表2试油结果看, 没有压窜底水。
该井长9层油层10.3米+3米隔层+底水层。从表3试油结果看, 没有压窜底水。
该井隔层3米, 考虑到油层段砂体厚度8米, 为了能更好的改造油层, 加下沉剂 (1+2+3) 后又尾追5方陶粒。 (表4)
第二类井试油井总计7口, 试油平均日产油6m3, 日产水12m3, 取3口投产井, 平均日产液10.5m3, 日产油2.3t, 含水64.9%。
第三类油层:
油层与下部水层之间无隔层或隔层极不发育, 根据油层厚度采取小排量、小砂量压裂和非压裂方式改造。 (表5)
该井长9层油水层4.0米+底水层。采用小规模改造模式 (砂量5方, 排量1.0) 。 (表6)
第三类井试油井总计5口, 试油平均日产油1.02m3, 日产水25.86m3, 截止目前投产长9层2口, 平均日产液8.28m3, 日产油2.75t, 含水60.6%。
应用这三种改造模式, 是黄39区块的改造逐步进入规范化, 技术化, 也使该区块长9的油井改造取得了突破性进展。
4 结论及取得认识
黄39区块长9为典型低渗底水油藏, 具有物性差、产层薄、底水发育, 油层与水层之间遮挡条件差、常规压裂易压串底水层的特点。
针对以上三类油层, 在不断的实践和探索中, 摸索出了行之有效的储层改造方式, 取得了巨大的成绩, 使得黄39区块长9油层跨入主力油层行列。
第一类油层:油层与下部水层之间隔层发育, 隔层厚度大于4米采用常规小砂量和小排量改造, 根据储层情况可适当增大改造强度。
第二类油层:油层与下部水层之间有隔层但不发育, 隔层厚度小于4米, 采用下沉剂控缝高压裂改造, 根据储层情况可尾追适量陶粒。
第三类油层:油层与下部水层之间无隔层或隔层极不发育, 采用根据油层厚度采取小排量、小砂量压裂和非压裂方式改造。
经过一系列试验性改造, 取得以下认识:
(1) 试油结果与油层改造强度关系不明显, 主要受油层物性控制;
(2) 下沉剂控缝高改造对控制裂缝高度具有一定效果;
(3) 长9油层物性较好, 但无自然产能, 须经过一定强度改造才能达到预期效果;
(4) 油层措施后排液时间长, 见油较慢;
(5) 长9油层试油含水较高, 试采期间含水呈下降趋势;
(6) 不同类型油层应采取不同的改造措施。
参考文献
[1]刘伟.低渗透油藏储层保护与改造措施研究[D].成都理工大学, 2008年
[2]尚作源主编.地球物理测井方法原理[D].石油工业出版社, 1985
长2油层论文 篇4
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。
长2油层论文 篇5
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
[1]李爱芬, 衣艳静, 陶军.聚合物驱后提高采收率方式实验研究[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2006, 21 (5) :55-59.
[2]Zhao Huating, Zhao Puchun, Chen Hong, Zhan Shanhui.Study and Ap-plication of a New Association Polymer System for Profile Control.Pe-troleum Science, 2004, 1 (4) :47-57.
[3]李传乐, 何云章, 张三辉, 等.低渗油藏缔合聚合物调剖体系[J].石油钻采工艺, 2004, 26 (3) :55-58.
[4]吴优, 叶仲斌, 王颖, 等.AP型疏水缔合聚合物低度交联体系研究[J].天然气勘探与开发, 2005, 28 (4) :62-65.
[5]汪先珍, 李发荣.调剖用聚合物凝胶体系[J].国外油田工程, 2006, 10 (22) :23-27.
[6]王业飞, 何龙, 崔志昆, 等.聚合物驱后深部调剖提高采收率的实验研究[J].油田化学, 2005, 4 (22) :349-353.
[7]郑延成, 赵明奎, 张中华, 等.深部调剖驱油交联剂的研究[J].精细石油化工进展, 2003, 8 (4) :30-34.
[8]张寿根, 王德强, 吴保国, 等.疏水缔合聚合物调剖技术[J].油气田地面工程, 2006, 2 (25) :11-12.
长2油层论文 篇6
1 沉积背景
鄂尔多斯盆地延长组沉积经历湖盆形成及扩张期、鼎盛期、回返期、萎缩消亡期四个演化阶段, 形成了自下而上长10~长1十个油层组, [1,2]其中长8期较长9期盆地下降速率减缓, 湖盆面积继续增大。此期湖盆沉积体的突出特点是:西部以各种近源快速堆积的粗粒三角洲和浊积岩为特征。南部宁县曲流河三角洲, 东部和东北部的各三角洲局部稍微进积。东北部由定边-安边、吴旗、安塞、延长四个三角洲组成。环江油田位于鄂尔多斯盆地的西南部, 其长8油层组的物源以西北方向为主, 经过长8湖进期, 在油田内部沉积了多套砂体, 为油气的储、运、保提供了有利的条件。
2 沉积相标志
沉积相标志是进行古沉积环境恢复的基础, 包括:沉积岩岩性、古生物和古生态学、沉积地球化学、沉积地球物理学和沉积体形态等标志。结合环江油田的具体情况, 选取沉积岩构造、测井响应等标志作为识别该油田长8油层组沉积相的主要标志。
2.1 沉积构造特征
沉积构造也是沉积相的重要特征, 它是沉积物沉积时水动力条件的直接反映, 也是判断和识别沉积环境的重要标志。沉积构造包括层理构造、层面构造及其它构造。
长8发育交错层理、波状层理、水平层理及冲刷构造, 常见虫孔和植物碎片, 反映为三角洲前缘沉积环境 (如图1) 。
2.2 测井相特征
环江油田泥岩的自然电位曲线接近泥岩基线、无明显韵律特征, 反映分流间湾和河道间沉积微相;颗粒较细的砂岩自然电位曲线一般呈指形, 反映河道侧翼及天然堤沉积;河道砂自然电位曲线一般称呈箱形、钟形及钟形-箱形叠加, 反映物源相对丰富、沉积环境较稳定的水下分流河道沉积。
3 单井沉划分及积相模式
通过对环江油田长8油层组的沉积相标志进行研究, 并结合该区域的沉积背景, 可分析总结出研究区长8油层组沉积亚相类型以三角洲前缘沉积为主, 进一步划分沉积微相主要类型为分流河道、河道侧翼和分流间湾。
4 长8期沉积微相平面展布特征
环江油田长8油层组可划分为长81和长82两个小层。在对研究区长8油层组的98口评探井进行单井相划分的基础上, 结合该区域的物源方向及区域沉积背景, 分析得出各小层的沉积微相平面展布特征, 结果如下:
长82期是在长9末小型湖侵后的首次三角洲建设期, 主要表现为进积沉积作用, 为三角洲前缘亚相沉积环境, 主要微相类型为水下分流河道及分流间湾两种;主要发育七条主河道, 河道宽约4-8km, 分别呈东北、西北及西南向展布。
长81期是在长82期基础上进一步进积沉积, 仍以三角洲前缘亚相沉积环境为主, 主要微相类型为水下分流河道及分流间湾两种;研究区内主要发育八条主河道, 河道规模相对长82期大, 宽约4-12km, 分别呈东北、西北及西南向展布。
5 结论
环江油田的沉积亚相为三角洲前缘沉积环境, 通过岩心特征、沉积构造及测井响应特征分析进一步将其划分为分流河道、河道侧翼及分流间湾微相。
通过绘制环江油田延长组长8层沉积微相平面展布图发现, 长81层主要发育七条主河道, 长82层主要发育八条主河道, 总体来说环江油田长8油层组河道较发育。
参考文献
[1]武富礼, 李文厚, 李玉宏, 席胜利.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[A].古地理学报, 2004, 6 (3) :307-315
长2油层论文 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。
参考文献
[1] Bryant S L.An improved model of mud acid/sandstone chemistry.SPE Annual Technical Conference and Exhibition.Dallas:Society of Petroleum Engineers,22855-MS,1991:6—9
[2] Morgenthaler L N,Zhu D,Mou J Y,et al.Effect of reservoir mineralogy and texture on acid response in heterogeneous sandstones.SPE Annual Technical Conference and Exhibition.Texas:Society of Petroleum Engineers,102672-MS,1992:24—27
[3] Walsh M P,Lake L W,Schechter R S.Adescription of chemical precipitation mechanisms and their role in formation damage during stimulation by hydrofluoric acid.Journal of Petroleum Technology,1982;34 (9):1—16
[4] Li Y,Fambrough J D,Montgomery C T.Mathematical modeling of secondary precipitation from sandstone acidizng.SPE Formation Damage Control Conference.Louisiana:Society of Petroleum Engineers,39420-MS,1998:18—19
[5] 杨欢,罗跃,姚斌,等.镇北油田注水井欠注原因分析及治理对策.石油天然气学报,2013;35(11):129—131Yang Huan,Luo Yue,Yao Bin,et al.Analysis of under-injection in injection wells of Zhenbei oilfield and the countermeasures.Journal of Oil and Gas Technology,2013;35(11):129—131
[6] 杨建华,宋运武,郭喜霞,等.低渗油藏降压增注技术.油气藏评价与开发,2011;1(4):51—55Yang Jianhua,Song Yunwu,Guo Xixia,et al.The technology of depressurization augmented injection for low-permeability reservoir.Reservoir Evaluation and Development,2011;1(4):51—55
[7] 杨欢,罗跃,陆小兵,等.镇北油田长3层多段塞复合增注剂的研制及应用.科学技术与工程,2014;12(35):47—51Yang Huan,Luo Yue,Lu Xiaobing,et al.Development and applications of muti slug compound augmented injection agent for Chang 3reservoir in Zhenbei oilfield.Science Technology and Engineering,2014;12(35):47—51
[8] 张学锋.防膨剂HDS—01及其缩膨降压增注技术.油田化学,2004;21(2):142—145Zhang Xuefeng.Stimulation of water injection wells by using swelled clay shrinkage agent HDS—0.Oilfield Chemistry,2004;21(2):142 —145
长2油层论文 篇8
关键词：物源分析,长9油层组,红井子-罗庞塬地区,鄂尔多斯盆地
红井子-罗庞塬地区位于鄂尔多斯盆地中偏西部,区域构造横跨伊陕斜坡和天环坳陷[1](图1),该地区延长组沉积体系分布受长期继承性整体升降运动下形成的广阔斜坡构造背景的控制,形成了一个完整的内陆坳陷湖盆湖进-湖退演化序列[2]。该地区靠近吴旗和白豹生油洼陷中心,长7沉积期在研究区内发育15~45 m不等的烃源岩,局部甚至可达90 m,具备有利成藏的油源条件[2—5],在湖盆稳定沉降期,发育了大面积的储集砂体。但近来在长9油层组层位钻获的多口油气井产能差别较大、油水关系复杂,特别是红井子、胡尖山和罗庞塬3大井区油藏规模、产能等方面存在较大差异,可能与长9油层组的沉积相展布及物源特征等因素有着密切的关系。因此本文通过分析化验、沉积微相及砂体展布和物源的研究,对鄂尔多斯盆地红井子-罗庞塬地区长9油层组物源进行了分析,对该地区长9油层组油藏的评价与开发具有借鉴作用。
1 沉积相及砂体展布
长9沉积时期,鄂尔多斯盆地主要为一套河流-湖泊三角洲沉积体系[6],全盆地有大面积较厚的砂体分布。根据岩石学特征、沉积构造、古生物标志、矿物学特征及地球化学分析成果得知,红井子-罗庞塬地区长9油层组属于典型的浅水三角洲[6]。其沉积相可划分为浅水三角洲平原、浅水三角洲前缘和前浅水三角洲3个亚相,进一步细分为主河道(心滩)、分流河道、分流间洼地、决口扇、水下分流河道、分流间湾、水下决口扇、河口坝、远砂坝及前三角洲泥等10种微相类型。
MSC1中期旋回层序(长92油层)沉积时期,湖平面位置相对较低,研究区西部和北部的大片区域主要发育三角洲平原,此时河流作用很强,三角洲平原地带以连片分布的分流河道为特征,分流间洼地在分流河道间发育。由于湖泊水体较浅,来自南西部物源的三角洲朵体与北东物源及北西物源的三角洲朵体在高吴仓堡-吴起地区附近交汇,来自北东向物源的水下分流河道较北西向物源和南西想物源而言,发育稍小。三个方向物源在交汇区域形成了众多的分流间湾。水下分流河道砂体延伸至吴仓堡-吴起地区附近后迅速尖灭,粉砂级的远砂坝沉积相对发育。吴起以东地区,湖泊水体相对较深,主要发育前三角洲-浅湖沉积(图2)。研究区大部分区域砂岩累计厚度>20 m,麻黄山-张家山附近(如盐56井和黄55井),砂岩累计厚度可达50 m以上。周台子-彭滩-王盘山以及堆子梁-学庄-胡尖山一带砂岩厚度明显减薄,其砂岩累计厚度一般<30m。研究区砂体主要呈NW-SE向和NNW-SSE展布,延伸距离很远,仅南部一隅发育少量SW-NE向延伸的砂体,来自三个方向物源的砂体在铁边城-庙沟-吴仓堡附近交汇。
MSC2中期旋回相域(长91油层)沉积时期,湖平面较长92油层沉积时期明显上升,三角洲平原后退至研究区北部及西部少部分地区,以分流河道沉积为主。这一沉积时期,三角洲前缘面积随湖平面上升而迅速扩大,占据了研究区的大片区域。来自北东物源的三角洲与北西物源的三角洲前缘部分在庙沟-吴起地区附近交汇,来自北西物源的三角洲与南西物源的三角洲前缘部分在堵后滩-黄米庄科地区附近交汇,由于湖水加深,泥质沉积物明显增多,分流间湾对水下分流河道的分割增强。研究区东南部依然是深水区域,水下分流河道向东延伸至乔川、庙沟以及吴起附近后逐渐过渡为远砂坝沉积,并很快过渡为前三角洲泥(图3)。此时研究区砂岩总体较长92油层薄,但大部分区域砂岩累计厚度也>20 m,沿红井子-古峰庄一带砂岩累计厚度>40 m,西北部小范围地区砂岩累计厚度仍然可达50 m以上。周台子-彭滩-王盘山以及堆子梁-学庄-胡尖山一带砂岩厚度明显减薄,仅北东部局部区域其砂岩累计厚度>30 m。研究区长91油层砂体展布特征总体继承了长92沉积时期的面貌。砂体主要呈NW-SE向和NNW-SSE展布,来自研究区西北及北部、东北方向的物源与南部物源在耿湾-乔川-长官庙附近交汇。
2 物源分析
延长组沉积时期,鄂尔多斯盆地周缘存在多个古陆及物源供给区,红井子-罗庞塬地区位于鄂尔多斯盆地中偏西部,物源供给可能较为复杂,本次研究主要根据砂岩中岩屑类型及石英碎屑阴极发光特征,对红井子-罗庞塬地区长9沉积时期物源进行了分析[7],认为该沉积期研究区受多物源不同程度的影响和控制。
2.1 岩石类型区分
红井子-罗庞塬地区156口钻井岩心观察和薄片分析表明,长9主要储层段储集砂岩的岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、长石砂岩,占了统计岩石的约95%以上。其它各类岩石如粉砂岩、泥质粉砂岩在本次取心样品中仅占统计岩石的5%(图4),显示研究区主要发育岩屑长石砂岩59.87%、长石岩屑砂岩17.38%和长石砂岩22.75%。各小分区在砂岩类型上没有显示出显著差别。
2.2 轻矿物及其组合特征
2.2.1 岩屑分区特征
红井子-罗庞塬地区长9储层中岩屑含量较高,与长石相比略低,但仍然是很常见的碎屑组分,各类岩屑总量平均值在12.27%~39.01%,其中红井子区岩屑平均值在13.33%~39.01%,罗庞塬区岩屑平均值在12.17%~21.57%,胡尖山区9.03%~21.08%,总体上红井子区岩屑高于罗区和胡区,胡尖山区岩屑含量最低。
该区长9油层组岩屑种类较多,主要有千枚岩、板岩、石英岩、片岩,以及少量花岗岩、喷发岩及沉积岩岩屑,其中变质岩岩屑含量最高,大部分样品变质岩岩屑总量介于10%~15%,少量可达28%;大部分样品喷发岩岩屑含量介于1%~5%,少量可达10%,主要为喷发岩岩屑。
将研究区长9油层组砂岩中岩屑按火山岩、变质岩及沉积岩3大类型进行统计后发现:可将红井子-罗庞塬地区划分为变质岩高含量区和火山岩岩屑相对高含量区,其中沿古峰庄-红井子-冯池坑-堡子湾-涝池口-洪德一线以西、以及沿长茂滩-杨井-王洼子-白马腰岘-乔川-吴仓堡一线以东,主要为变质岩高含量区;研究区北部、中部及东南部为火山岩相对高含量区(图5)。长9岩屑的这一分区特征反映研究区同时受西部、西北、北部及北东部物源控制,以背部及北西部物源为主,物源区母岩类型丰富。
2.2.2 花岗岩岩屑分布特征
花岗岩岩屑在红井子-罗庞塬地区长9油层组中含量极少,但其分布却具有明显规律性:其分布范围局限于长茂滩-小涧子-樊学-白马腰岘-乔川-庙沟-吴仓堡一线东北一隅,反映研究区东北部花岗岩母岩区的影响(图6)。
2.3 阴极发光分析
除了在显微镜下研究石英颗粒成因类型的特征外,还可从石英阴极发光特征来判别它的成因类型[8]。来自火山岩、深成岩和接触变质岩中石英发紫色蓝紫一红紫光,来自高级区域变质岩和低级变质岩中的石英发褐色光,沉积岩中的自生石英不发光[9]。
红井子-罗庞塬地区长9油层组砂岩中大部分石英主要发蓝色—蓝紫色光,少量石英发棕褐色光,长石主要发亮蓝色和黄绿色光,反映其母岩区主要为岩浆岩和变质岩杂岩区。
研究区长9砂岩石英阴极发光特征具有明显的分区性:棕褐色石英主要分布于研究区北部及北东部,沿古峰庄-红井子-沙腰岘-堡子湾-杨井-郝滩一线以北主要为蓝色-蓝紫色及棕褐色石英发光区,而该线以南主要为蓝色-蓝紫色石英发光区,反映研究区同时受南北两大物源体系控制,母岩主要为火山岩及深成岩,而研究区北部及北东部同时受变质岩母岩区影响(图7)。
3 结论
综合前人研究[10—15]和岩屑分区特征及石英阴极发光特征,可以确定红井子-罗庞塬地区长9油层组主要受北部及西北部物源控制,同时受东北部物源控制,研究区南部存在少量南部物源影响,多个方向物源在洪德-乔川-长官庙-吴起一带交汇。