油井产能（共4篇）
油井产能 篇1
研究射孔参数与产能之间的关系, 目前有两大类方法, 一是物理模拟方法, 另一类是数值模拟方法。采用数值模拟方法可以获得射孔参数、地层参数、污染参数、流体参数与油井产能之间的定量关系, 从而预测不同参数下射孔井表皮系数和产能, 优选射孔参数, 科学地指导射孔施工设计。
基于射孔完井三维渗流数学模型, 采用有限元网格剖分方法, 结合钻井污染和射孔压实带, 可以分析射孔参数对产能的影响。通过射孔水电模拟实验[1]可知:物理模拟结果与有限元模拟获得的规律一致, 平均误差不超过10%, 从而验证了有限元模拟射孔完井流动规律的可靠性。通过正交组合设计得出单因素与产率比的定量关系式, 运用射孔优化软件预测油藏直井射孔产能和优化设计。
1 射孔参数对产能的影响
射孔孔眼参数主要包括:孔眼深度、孔眼直径、孔眼密度、相位角。射孔完井产能用产率比表示, 它定义为相同生产压差下, 射孔完井实际产量与理想裸眼井产量比值。
1.1 孔深、孔密对产能的影响
如图1所示, 产率比随孔深的增加而增大, 当射孔弹穿透污染带后, 图上有一个明显的转折, 产率比得到很大提高;当孔深达到一定程度, 随孔深的增加产率比增幅减小。
产率比随孔密增加而增大, 提高孔密可以增加流体的流动通道, 减少流动阻力, 从而提高油井产能。在射孔器性能和套管强度允许范围内, 提高孔密能增加产
1.2 孔径对产能的影响
产率比随孔眼直径增加而增大, 孔径一般要求在1 0 m m以上[2], 由于射孔弹装药量限制, 大孔径射孔弹穿透深度会受影响, 可提高孔密增加产能。
1.3 相位角对产能的影响
相位角与产率比关系如图2所示, 不同射孔相位角下的产率比也不同, 现场常用的相位角中, 60°和90°相位角产率比较高, 45°、120°、135°稍差, 180°相位角产率比最低。
2 射孔参数优化实例分析
以吐哈油田油井为例进行射孔优化实例设计, 储层完井段采用:51/2”套管, 外径139.7mm, 地层温度67ºC, 选择102枪R D X射孔弹。钻井污染情况:泥浆浸泡时间7.5天, 泥浆比重1.5, 钻井污染约为401mm。
不同的射孔弹, 穿透深度差异很大, 如果能穿透地下钻井污染带, 油井的产能将得到很大提高。射孔枪弹性能经校正后, 得到实际储层的地下穿深, 利用射孔优化软件作出不同射孔弹穿深下的单元产率比评价图 (相同孔密1 3孔/米, 相位角90°) 。
射孔弹穿透污染带需要的地面标准混凝土靶穿深约为866mm, 图3中产率比增加有一个明显的转折点, 穿透污染带之后产量大大增加, 选择射孔枪弹时应尽量保证能穿透污染带。孔密在13-20孔/米内所选射孔弹对套管强度的降低系数都在5%以内, 满足套管强度要求。
因此推荐采用1 0 2枪102或1 2 7 R D X弹, 射孔弹混凝土靶穿深大于866mm, 孔径大于10mm, 90°相位角 (螺旋布孔) , 孔密13-20孔/米, 负压射孔。现场采用推荐射孔方案, 产量为20方/天, 经射孔优化后的产能高于邻井。
3结论
(1) 采用有限元数值模拟方法, 考虑钻井污染以及射孔压实带伤害, 使用射孔优化设计软件定量分析射孔参数 (孔深、孔密、孔径、相位角) 对油藏直井产能的影响。
(2) 对实例井进行了射孔优化设计, 推荐出符合实际情况的射孔参数, 施工后数据显示射孔参数优化可提高单井产量。
参考文献
[1]唐偷拉, 潘迎德, 冯跃平.油、气井射孔完井产能预测和优化射孔设计[J].油气井测试, 1991, 第2期:102-105
[2]万仁博.现代完井工程 (第三版) [M].北京:石油工业出版社, 2008
油井小泵深抽,提高单井产能 篇2
关键词：油井,小泵深抽,提高,产能
0 引言
沈150块是一个三面被断层遮挡的单斜构造, 沈150块构造上位于大民屯洼陷南部, 荣胜堡凹陷的北部, 1984年发现1984-1988年试油, 1990-1993年试采, 1994年开发, 1995年1月注水, 探明含油面积:7.1km2, 动用 (注水) 地质储量:970×104t, 采收率12.16%油藏埋深:-2700~-3200m。该块S32储层为一套中细砂岩为主的三角洲前缘亚相沉积, 从剖面上看, 本套储层主要是中细砂岩与深色泥岩的薄互层, 砂层层数多, 单层厚度小 (2~3米) 沉积物粒度细 (粒度中值0.213mm) , 分选好 (分选系数1.61) 表现为三角洲前缘薄层砂与河口坝的沉积特点。从平面上看, 沈150块S32储层沉积稳定, 各井横向对比性均好, 单砂层厚度平面上变化不大, 同样显示了三角洲前缘沉积砂体的特征。沈150块含油层系为S32, 平面上油层叠加连片, 纵向上单油层厚度小, 一般只有2~3米。油层层数多, 埋藏深, 油底在-3100~3300米。单井含油井段长, 一般在400~600米。油层平面厚度变化大, 最厚为前25-62井, 油层有效厚度为124.8米, 最薄为前22~63, 只有36.5米。油藏类型为岩性-构造油藏, 油水关系比较复杂。
该区块于1994年1月投入开发, 初期产量较高, 平均单井日产达到14.8吨, 但这阶段主要靠油井投产初期较为充足的原始能量及频繁的补层措施维持, 产量递减极快。1995年1月沈150块实行注水开发, 到1996年底注采井网基本完善, 当时共有注水井12口, 开井8口, 单井日注61m3, 日注水平489m3, 在1996年全面见到注水反应后, 该块油井表现为液升、油降、含水升的特点, 为控制含水上升速度, 1996年在做好转注工作的同时, 积极做好分注工作, 1997年又实施了重新分注。2000年针对沈150块注水效果不好, 实施小井段细化注水, 2003年开展周期注水试验, 效果均不理想。
1 实施背景
沈150块经过多年的注水开发, 油水井开井率低, 目前油井开井率为50%, 水井开井率为22.2%, 采油速度、采出程度均较低, 油井单井产量偏低, 措施潜力小, 注水启动压力高, 见效程度低, 注水手段单一, 目前开井的三口井中, 笼统注水2口, 油套分注1口。
该块储层埋藏深, 物性差, 是导致油藏开发效果差的主要因素。据统计, 沈150块水驱动用程度仅35.7%, 连通系数56%, 水驱控制程度仅45%。且该块注水井段长, 一般在400~600米, 层多、层薄, 平均单井厚度117m/52层, 平均单层2.3m, 储层物性差, 平均孔隙度12.9%, 渗透率9.8毫达西, 纵向上渗透率级差高达50~250。受此影响, 注水井吸水层数少且纵向上分散, 吸水层吸水量严重不均。如前23-62井1997年测试151.9m, 73层, 只有5个小层10.9m吸水。其中7.4m/4层的吸水量占全块总吸水量的88.9%。据统计, 全块总测试厚度1090.6m, 494层, 吸水厚度389.5m, 159层。平均吸水厚度占射开厚度的35.7%, 平均吸水层数占总测试层数32.1%。在目前生产条件下, 需要一种新的生产方式来更加有利的提高区块采油速度和油藏动用程度。
2 建议内容
对于注采不完善或注水供应相对较差的区域, 由于油井生产层段较深, 且动液面也较深甚至和泵挂持平, 导致沉没度较低, 由于油井供液相对较差, 产能较低, 影响油井产能。
通过对油井单井生产历史和目前生产现状研究, 分析油井基本生产参数, 结合测试数据及对油井理论排量研究, 通过加深泵挂的方式, 保障油井有一定的沉没度, 从而实现提高单井产能的目的。即通过下小泵径抽油泵来提高油井产能, 从而提高区块整体动用程度, 改善油藏开发效果, 从而提高油藏采收率。
3 现场实施情况
实施情况:
目前已实施小泵深抽21井次, 有效18井次, 截止到10月底, 实施小泵深抽措施前日产液56 t, 日产油28.6 t, 综合含水94.9%;措施实施初期日产液104.9 t, 日产油38.9 t, 综合含水96.3 t;目前日产液97.5 t, 日产油39 t, 账户含水96%, 累积增油2436 t, 预计到年底该井累计增油在2900t以上。取得了较好的开发效果。见表1。
4 经济效益分析
预计到12月底, 累计增油2900吨, 原油按每吨4800元、税金150元计算。
原油增值:增油量* (吨油价格-税金) =2900* (4800-150) =1348.5万元
投资费用:更换抽油机及作业费用按每口35万元计算需735万元
创效:增值-投资=1348.5万元-735万元=613.5万元。
5 应用前景
小泵深抽技术的实施与应用, 对注采不完善或注水供应相对较差的区域, 由于油井生产层段较深、动液面也较深的油井提供了时间基础和理论依据, 应用前景较好。
油井产能 篇3
进行特低渗透油藏产量的递减分析[1]和产量预测, 必须分析间歇式油井产量的生产规律。特低渗透油藏一般没有稳产期, 生产不久直接进入递减期, 由于特低渗透油藏低孔隙度和具有很高的启动压力梯度[2]的特点, 导致油井产量下降的很快, 以至于不能够连续出油。在延长油田部分油井只能开采几个小时, 然后关闭抽油机等待十几个小时后, 再次启动开采 (也就是所说的间歇式采油) , 如此往复, 采油量逐年下降, 累计采油量和采收率一般都不高。本文基于对特低渗透油藏渗流机理的研究, 考虑启动压力梯度的影响, 推导出适合特低渗油藏的油藏产量预测公式。
1 特低渗透油藏非达西渗流的数学模型的建立
在特低渗透油藏中, 由于储集层的孔隙结构和物理性质极为复杂, 原油的渗流规律发生较大的变化, 出现了启动压力梯度[3,4,5,6,7]。假设地层各向均质, 考虑启动压力梯度的渗流运动方程为:
式中:v为渗流速度, (cm/s) ;k为渗透率, (μm2) ;μ为液体粘度, (m Pa·s) ;P为压力, (10-1MPa) ;L为长度, (cm) ;G为启动压力梯度, (10-1MPa/cm) 。
启动压力越大, 供给半径就越大[8,9]。这里假设当圆形封闭地层中心一口井拟稳态时, 根据达西公式[10], 单相流体平面径向流的压力梯度为
式中:Q为流量, (cm3/s) ;h为油层的厚度, (m) ;Re为油藏的半径, (m) ;B0为油的体积系数, 无量纲。
对 (3) 式积分, 得
式中:Rw为井的半径, (cm) 。
式 (4) 是在假设油井以定产量生产时得出的产量与油藏边界压力和井底压力随时间变化的关系式。由于油藏岩石具有压力敏感性, 当地层压力发生变化时, 岩石通常会产生形变, 通常这些形变是弹性和弹塑性的, 甚至是塑性的, 这种形变影响着特低渗透油层的渗流能力[11,12]。由于特低的渗透性, 使得油井不能长时间保持在具有工业开采价值的采油速度下进行定产量生产, 对油井进行采油速度试验, 假设试验得到的函数关系式为:
将式 (5) 带入式 (4) 可以得到:
由式 (6) 可以看出, 特低渗透油藏的累计采油量与油井的采油速度以及生产方式存在着必然的联系。根据油井产量数据确定了油井采油量与时间关系函数式f (t, p) 和地层压力后, 就可以进行油井产量和累计采油量的预测。
2 油井采油量与时间关系函数式f (t, p) 的讨论与确定
2.1 采油时间段的分析
由于特低渗透油田的物性差和较高的启动压力的原因, 油井不能够连续采油, 连续开采一段时间 (一般为几到十个小时) 后, 就要关井停止采油, 关井一段时间后, 再次开始采油, 如此循环往复。我们假设在一个循环周期内 (这里所说的循环周期是指从开始采油到下次开始采油为一个周期) , 从开始采油到采油停止的时间为Ta, 关井的时间为Tb, 根据延长油田实际的采油经验得出公式:
在上面的公式里, 采油时间和关井时间都是可变的。根据实际采油经验, Ta在一二十年的开采过程中式逐渐减小的。单井在采油过程中, 采油量是逐渐下降的。下面给出某油井某天实际开采产量数据列于表1中。
通过表1, 可以看出某油井在连续生产了6个小时之后, 由于产量下降的非常厉害, 基本不产油, 进行了关井处理, 对表中数据进行单井递减分析, 将产量随时间的变化绘于半对数坐标中, 如图1所示, 产量与时间在半对数坐标中成较好的直线关系, 因此该油井产量为指数递减。
比较式 (8) 和式 (11) 得:Q0=0.7762;D0=0.2072
2.2 关井时间段的分析
通常油田上使用的压力恢复试井方法是在油井以恒定产量生产一段时间后关井, 测取关井后的井底恢复压力, 并对这一压力历史进行分析, 求取地层参数的试井分析方法。分析油井关井的井底压力变化可采用叠加原理, 将关井△t时间后的井底压力变化看成是油井以产量q连续生产ta+△t时间的井底压力降和从ta时刻开始在该井所处位置又有一口注入井以产量q生产△t时间后的井底压力降之叠加, 由此可推得压力恢复分析公式。但是, 延长油田在实际的开采过程中, 大部分油井不能够稳定生产, 而是以上面所得出的产量指数递减的方式进行生产, 这里就需要对油井采油时间段内井底压力降进行分析。
由于油井生产过程是带时间变量的边界条件的不稳定渗流问题, 这里使用Duhamel积分和叠加原理进行分析。
弹性液体平面径向不稳定渗流的数学模型可写为:
并且假设无限大地层径向流入点汇, 则其初始条件和边界条件为:
应用叠加原理和和Duhamel积分, 上面的问题的解应该为:
式中为t=0时在D域各处的解, 在这里为:
为对应同类方程非时间变量边界条件的解, 无限大地层定产量生产时数学模型的解为:
对上式求导:
式 (16) 右侧Q0是非时间变量的边界条件, 应换为时间边界变量条件代入:
Duhamel积分可写为:
将式 (14) 、 (18) 代入式 (15) 得:
式 (19) 即为无限大地层平面径向流入变产量点汇时弹性不稳定渗流的流量与压力的关系式。把分析单井产量得出的油井产量与时间的关系式代入 (19) 得:
在ta时刻关井后, 使用压力恢复试井方法分析油井的井底压力变化, 假设有另一口井同样是变产量进行注入, 其注入时间为Tb, 累计注入量为T+Ta时刻的累计采油量。然后进行注入量递减分析得出产量公式设为Q (T+τ) , 使用Duhamel积分和叠加原理得出关井时间段的井底压力变化关系式。
3 油井产能和油藏产量预测的步骤
进行特低渗透油藏的产量预测时, 第一步收集当前n时刻足够多的油井样本和油井的生产数据样本, 比较详细的油藏描述的资料。第二步进行单井采油时间段分析, 使用式 (19) 进行Ta时间段分析单井流量与地层压力的关系。第三步进行单井关井时间段分析, 由于使用式 (21) 进行Tb时间段关井后的压力恢复试井方法分析油井井底压力变化时, 需要用到T至T+Ta时间段的分时采油量和累计采油量公式Q (T+τ) , 这就需要使用计算机进行迭代求解。第四步, 由于要进行油井的产量预测, 只有当前n时刻的生产数据, 而没有n+1时刻的生产数据, 就对n时刻数据进行线性延伸而得到n+1时刻的数据。第五步, 利用线性延伸的n+1时刻的数据和已有的油井的生产数据样本进行计算机迭代求解和历史拟合, 得出Q0f (t, p) 的关系式。第六步, 使用式 (6) 进行特低渗透油藏的产量预测, 得出预测的结果。
4 结论
①特低渗透油藏油井产能预测分析是目前该领域研究的一个难点, 以往的研究内容中对油井的生产规律认识不清。本次研究通过现场数据的采集, 分析其最终采收率与油井的采油速度和生产方式存在联系, 建立了特低渗透油藏油井产量预测的数学模型, 给出了进行计算机迭代运算求解油井产量与地层压力关系的计算步骤, 这对进行特低渗透油藏的产量预测具有重要的现实意义。
②从延长油田油井的实际采油数据推导得出油井间歇式采油过程中采油时间段的产量关系式, 利用数据分析的方法得出其采油量呈指数递减的生产规律, 对油井的生产时间的控制具有现实的指导意义。
③由于油井关井时间段, 油流从地层流到井底的过程没有数据记录, 本研究通过压力恢复试井方法给出了具体求解方法, 并推导了油井关井时间段Tb井底压力变化的数学模型, 这对油井产能预测的准确度有一定的影响。
摘要：特低渗透油藏产能低, 开发难度大已成为共识。为了对特低渗透油藏油井产能和油藏产量进行准确的预测, 本文在达西公式的基础上, 考虑到特低渗透油藏的渗流受到启动压力梯度的影响, 推导出了具有启动压力梯度的间歇式生产的油井产能的预测模型, 得出油井间歇式生产过程中采油量与时间存在指数递减关系;还推导得出油井关井时间段井底压力变化的数学模型, 分析出其井底压力变化与采油时间段的采油速度有关, 并给出了进行计算机迭代运算的求解方法和计算步骤。
油井产能 篇4
关键词：柴油,二甲苯,乳化酸,表观黏度,稳定性
1 介绍
现在柴油被普遍用来配制乳化酸, 它在酸与岩石间形成扩散隔膜, 这样酸与碳酸盐岩的反应速率就变慢, 使得酸以对岩石形成酸蚀孔洞的形式更深入地侵入到地层中 (即渗透率很高的小孔道) , 从而提高了井的性能。
以柴油为连续相的乳化酸除了可以减慢和岩石的反应速率以外还有很多优点。它的黏度相对比较高, 这样波及效率就比较大, 可提高酸在非均质储层中的分布范围。而且有效酸不会接触到油井中的各种管材, 可以将其对管材的腐蚀减到最低, 到达地层的有效酸中铁的浓度就会很低, 从而可以减少控铁剂的用量。
一些研究都做了乳化酸和岩石的反应实验, 并且广泛使用了旋转圆盘试验仪。这些试验都表明乳化酸与岩石的反应速率和常规酸与岩石的反应速率相比要慢。Al-Mutairi等人 (2008a) 认为酸滴的大小影响酸与岩石的反应速率, 所以在酸处理设计的时候应该把这个影响因素作为一个重要参数考虑在内。在辅助研究中, Al-Mutairi等人 (2008b) 研究了酸滴的大小对以柴油为连续相的乳化酸的流变性质的影响。
很多研究小组都研究了乳化酸在碳酸盐岩心内的传播情况。。研究表明在岩心中酸几乎以直线形式通过岩心塞。酸通过一个因子提高了岩心的渗透率, 这个因子取决于酸的注入速率。
乳化酸已经成功地应用于油井的基岩酸处理, 注海水, 以及废水处理井中。对被沥青质破坏的油井应用基岩酸处理需要首先去除有机沉淀, 然后再用合适的酸体系对井进行处理。这两个目标可以在一个单独的酸体系中实现:二甲苯乳化酸。在这种体系中, 二甲苯是连续相, 酸是不连续相。二甲苯可以溶解沥青质沉积, 酸能通过和碳酸盐岩反应形成酸蚀孔洞来溶解碳酸盐岩, 以此来提高处理井的性能。乳化酸的重要参数是它的黏度和稳定性。现阶段研究的目标是①评定二甲苯乳化酸的稳定性和黏度;②测定现场实施后的结果。
2 实验步骤
2.1 材料
从现场取得盐酸和二甲苯样品。乳化剂和其他酸的添加剂均为油田化学品, 并按照标准使用。
2.2 酸的准备
在装有二甲苯的搅拌器中加入所需量的乳化剂, 然后在装有磁力搅拌器的烧杯中分别混合水、酸和所需的添加剂作为水相。边搅拌边用注射器把酸 (酸和添加剂的混合物) 滴入二甲苯溶液中。当把所有酸溶液加入到二甲苯混合物之后加快速度搅拌15～20 min。通过这个步骤可以制成稳定胶状液。乳化酸通过混合0.7体积的盐酸溶液和0.3体积的二甲苯溶液制成。表1给出了制备乳化酸的常规酸的组成。
为了研究烃相对乳化酸稳定性和特性的影响, 用柴油做了另一组试验。用与上面相似的步骤准备柴油乳化液中的酸。测量了分别用二甲苯和柴油制备的乳状液的稳定性和表观黏度。测量是在室内温度160 ℉条件下进行的。
需要说明的是所有目前研究考虑的乳状液都是粗滴乳状液, 它应用于很多基岩酸处理中并取得了很好的现场结果。
3.2 稳定性和特性描述
打破乳状液稳定性的一个重要因素就是温度, 因此一个重大的挑战就是制备一种在室内条件下能够连续数天保持稳定, 并且在井底温度仍然可以保持稳定几个小时的乳化酸, 这样才可以有足够的时间将酸泵送至目的层。在注入乳化酸之前, 摩擦是另一个需要考虑的重要参数, 特别是在小直径完井或连续油管中更需要考虑。
在外界环境条件下监测乳化酸的稳定性数天, 而且还把乳化酸置于在160 ℉的恒温槽中监测, 在监测周期内不会发生相分离。用电导计来测量乳状液的稳定性。如果二甲苯是连续相, 那么电导率应接近于零。用Fann-35旋转黏度计测量乳化酸的表观黏度是剪切速率的函数。
3 结果与讨论
进行第一组试验是估计烃相对乳化酸稳定性和表观黏度的影响。分别用二甲苯和柴油制备乳化酸, 酸的体积分数是0.7, 酸的质量浓度是15%。用相同的添加剂 (类型和浓度) 来制备乳状液。
用柴油制备的乳化酸在室温下48 h保持稳定, 而用二甲苯制备的乳化酸在室温条件下稳定39 h, 如表2所示。160 ℉条件下柴油乳化酸稳定16 h而二甲苯乳化酸稳定12 h。柴油乳化酸的黏度是35 mPa5s, 而二甲苯乳化酸的黏度是28 mPa5s。两种乳化酸的黏度都是在剪切速率为1 022 s-1时测量的, 如表3。
第一组试验的结果表明, 烃相对乳化酸的稳定性和表观黏度都有影响。二甲苯乳化酸比柴油乳化酸更能在短时间内保持稳定, 二甲苯的稳定性足以来实施现场作业。二甲苯乳化酸的表观黏度相比于柴油乳化酸较低, 这意味着在注酸过程中二甲苯乳化酸造成的摩擦损失更少。
另外一些试验来测定乳化剂浓度对乳化酸稳定性和表观黏度的影响。采用与上述相同的步骤, 但是采用不同浓度的乳化剂, 选用乳化剂的体积浓度是0.15。柴油乳化酸的黏度是42 mPa5s, 而二甲苯乳化酸是34 mPa5s, 如表3所示。稳定性测试表明柴油乳化酸在室温条件下稳定48 h, 相同条件下二甲苯乳化酸稳定42 h。在160 ℉条件下柴油乳化酸稳定22 h, 二甲苯乳化酸稳定17 h, 如表2所示。
在最后的测试中, 乳化剂的体积分数是0.2。柴油乳化酸的黏度是50 mPa5s, 二甲苯乳化酸的黏度是41 mPa5s。同样柴油乳化酸的稳定性比二甲苯乳化酸的要高, 柴油乳化酸在室温下稳定48 h, 而二甲苯乳化酸稳定46 h。在160 ℉条件下柴油乳化酸稳定26 h而二甲苯乳化酸只保持稳定19 h, 如表2所示。
从这些试验可以看出, 乳化剂的浓度越高, 乳状液的黏度就越大, 而且乳状液可以保持稳定的时间更长, 这是从柴油和二甲苯乳化酸中得出的结论。随着乳化剂浓度的增加, 小滴的数量增加, 导致了乳化酸表观黏度的增加。乳化剂的百分含量越高, 意味着小滴越小, 这使得乳化酸乳状液可以更长时间保持稳定。Al-Mutairi等人研究了不连续相的小滴大小对柴油乳化酸的表观黏度和稳定性的影响, 这些试验结果与Al-Mutairi等人 (2008a, b) 得出的结果一致。
4 实例
一个碳酸盐岩储层中的一口垂直生产井主要是由于沥青质沉积而遭到损坏。这口井在低于泡点压力的条件下用天然气气举进行生产。最近的压力恢复试井表明在零含水时该储层压力是2 900 psi (1 psi=6.895 kPa) , 井口流动压力是80 psi, 采油速度是175 bbl/d (1 bbl/d=0.159 m3/d) , 采油指数是0.2 bbl/ (d5psi) 。该油藏主要由石灰岩组成, 平均渗透率和孔隙度分别是4 mD (1 mD=10-3 μm2) 和12%。这口井用管径23/8 in (1 in=25.4 mm) N80套管和管径为7 in长7 785 ft (1 ft=30.48 cm) 的套管完井。射孔井段从7 700 ft延长至7 717 ft, 射孔密度为4孔/ft, 井中的注气点深度是5 400 ft。
例子中井的表皮损失是+11。这口井开始采取了注入含有体积浓度为5%的互溶剂和质量浓度为28%的HCl的增产措施, 但结果是油井并未见效。另一口井也注入了同样的酸溶液, 结果是含水率从20%提高到40%。从平衡井井底取样的结果突出了沥青质的存在, 因为取得样品的80%都溶解于二甲苯中。从第一种常规酸处理后的结果和平衡井中有沥青质沉积存在的结论出发, 决定在采取下一种处理措施时在酸中加入二甲苯。
这种增产措施包括两个步骤:①注入40 gal/ft (1 gal/ft=12.48 L/m) 的含15%HCl的常规酸;②加入40 gal/ft的二甲苯乳化酸。先加入常规酸的目的是在注入二甲苯乳化酸时能增加井的注入能力。注入的乳化酸有两个作用:溶解沥青质和制造深层的溶蚀孔洞。这两种酸都放置在管径为1.5 in的连续油管中。
表4给出了在泵送常规酸和乳化酸时泵的排量和井口压力。在注入常规酸期间井口压力很高, 在注入700 gal浓度为15%常规酸时压力又有些下降。这个结果表明常规酸的确是改善了井的注入能力, 而且也确实没起到去除沥青质沉积的作用。当注入二甲苯乳化酸时压力又是很不相同的, 井口压力迅速下降, 表明了二甲苯能够去除井底的不利沉积:沥青质。在泵入乳化酸时泵的排量要比泵入常规酸时小, 这是因为二甲苯乳化酸的高黏度性。酸注入1.5 h后, 废酸再用氮气举升到地面。常规酸确实是制造了很多溶蚀孔洞, 提高了井的注入能力, 随后二甲苯乳化酸溶解沥青质改善了井筒周围岩石的渗透性。
用上述措施处理过的井, 在120 psi下产油750 bbl/d已经超过10个月。用乳化酸处理过的井含水率没有增加。在同一油藏已经超过3口井应用了二甲苯乳化酸来提高井的产能。表5中给出了二甲苯乳化酸处理措施前后井的采油速度。产油量增加使收益提高了2～4倍。除了2号井, 别的井含水率没有发生变化。
5 结论
在实验室内对二甲苯乳化酸的稳定性和表观黏度进行了广泛的研究, 并与柴油乳化酸的特性进行了比较。二甲苯乳化酸在碳酸盐岩储层的4口垂直井中得到了应用, 以去除沥青质沉积和提高井的性能。结论如下:
◇ 乳化酸的稳定性和表观黏度是制备乳化酸烃相类型的函数;
◇ 用二甲苯制备的乳化酸表观黏度较小, 而且在相对短的时间内保持稳定;
◇ 基于二甲苯乳化酸的基岩酸处理在4口井中应用未遇到操作问题;