降压增注（共4篇）
降压增注 篇1
复合活性体系降压增注是针对目前低渗透油田吸水能力差注入压力高开发的一种技术。本文报道一种新型复合活性体系的性质与降压增注效果。本文考察了系列复合活性体系的表界面性能、润湿性和降压增注性能, 在此基础开展了矿场实验。1
一、实验
1. 试剂与仪器
双子表面活性剂:G43、G44和G64 (自制) , 白色固体。
仪器:SVT20型视频旋转滴张力仪 (Data physics公司) 、天平、美国BROOKFIELD恒温水浴TC-202D
胜利油田临盘采油厂的注入水为Na HCO3水型。临盘商三区块的地面原油密度为0.854 g/cm3, 黏度为9.5 m Pa٠s, 凝固点为28℃;地层原油的密度为0.730 g/cm3, 黏度为0.82 m Pa٠s, 凝固点为28℃, 硫含量0.27% (质量分数, 下同) , 沥青质含量1.08%, 胶质含量4.57%。孤岛地面原油的密度为0.986 g/cm3, 黏度为5 775 m Pa٠s。
降压增注物模实验所用的岩心为临盘X502区块的天然岩心。实验所用水为胜利油田临盘采油厂1316站注入水。
2. 实验方法及实验过程
(1) 复合活性体系的表面张力测定
用表面张力法测定现场注入水配制的复合活性体系G43溶液的表面性能, 分别测试了在50℃、70℃、90℃时的表面张力值。
(2) 复合活性体系活剂的界面张力测定
在70℃条件下, 实验室用TX-550A型界面张力仪测定临盘X502区块 (及商13块) 脱水原油与现场注入水配制的活性剂溶液的动态界面张力。
(3) 复合活性体系的润湿性实验
将处理后的待测玻璃表面浸入油相中, 在待测玻璃表面滴上一滴表面活性剂溶液;利用一定的光学仪器将液滴形状投影在屏板上并且放大, 再通过投影屏板上的标尺测出接触角。
(4) 复合活性体系的耐温耐盐性能评价
用4万的标准盐水配制双子表面活性剂的溶液封于老化罐中, 置于130℃恒温烘箱中24 h, 观察溶液的现象, 并测定其表面性能。
(5) 驱替实验
对天然岩心不进行洗油实验, 在原始天然含油存在情况下, 先进行水驱到压力平衡, 然后在转注活性剂溶液, 测其平衡后的压力, 最后再转水驱, 比较前后压力的变化。该实验主要在天然含油饱和度情况下评价活性剂的降压效果。
二、实验结果与讨论
1. 复合活性体系的表面性能
从实验得出, 随着表面活性剂浓度的增加, 水溶液的表面张力曲线出现一个拐点, 该拐点对应的浓度即为临界胶束浓度, 该浓度处的表面张力即为平衡表面张力, 其中当G43浓度为1ppm时, 表面张力值为20.57 m N/m, , 这表明双子表面活性剂在较低浓度下具有高的表面活性。
2. 复合活性体系的界面性能
复合活性体系溶液在70℃下与原油之间的界面张力, 随复合活性体系含量的增加, 界面张力呈现先迅速下降后增大的趋势, 出现这一趋势对增强活性水对低渗透油田残余油的启动是非常有利的。活性水通过多孔介质渗流时产生的剪切作用和超低界而张力条件, 使残余油乳化成小油珠被水夹带渗流;低油水界而张力使油滴更易变形, 通过孔隙喉道时阻力减少, 油的相对渗透率提高;同时, 残余油的启动可疏通水的渗流通道, 使水的相对渗透率上升。因此, 在应用于现场前应确定复合活性体系的最佳含量。在浓度为50ppm时, G43可以达到超低界面张力值0.0045m N/m。
3. 复合活性体系的润湿性实验
对于油湿表面, 随着复合活性体系浓度的增加, 油湿表面逐渐变为水湿, 即接触角逐渐变小, 复合活性体系可将亲油表面改变为亲水甚至强亲水表面。
4. 复合活性体系的耐温耐盐性能评价
用标准盐水配制复合活性体系的溶液经过130℃恒温烘箱中24h后, 溶液无悬浮物或沉淀产生, 体系稳定。测定溶液的表面张力几乎没有变化。因此, 可以看出复合活性体系的具有很好的耐温和耐盐性能。
5. 驱替实验
不同浓度的G44表面活性剂岩心渗流实验表明, 在注入复合活性体系水溶液之后, 低渗透岩心注入压力得到不同程度的降低。
先进行水驱到压力平衡, 然后在转注活性剂溶液。转入活性剂溶液, 可以发现压力明显下降并逐渐稳定。
在其他参数保持不变的情况下, 注入压力与水的有效渗透率成反比。若能提高水的有效渗透率, 就能降低注入压差。由此讨论结果可知, 如果界面张力下降, 油、水的相对渗透率均上升;如果同时能增加岩石的亲水性, 则水的相对渗透率值应更高更有利于降低注入压力。
复合活性体系可与原油间产生超低界而张力, 改变润湿性的效果也很好, 因而可使水的注入压力大幅下降。
三、现场应用
1. 体系配制与注入工艺
根据地层特点和油水情况分析, 选择合适的活性剂体系浓度及体系注入量, 注入方式为段塞注入。在初期注入速度较慢, 表活剂注入后压力会缓慢下降, 注入量逐渐上升。达到一定注入量后, 一般在现场注入过程中随着注入量的增加进行调整。
2. 现场试验效果及分析
2011-6-18日在史更104进行了降压增注实验, 施工前日注水量7m3, 油压28.6MPa, 措施后压力达19.5MPa, 降压率为31.8%, 日注水量40 m3, 目前注水压力26MPa, 日注水量48m3。活性体系注入后注入压力明显下降, 注水量显著增加。2011-8-25东辛DXY12X244井的降压增注施工。DXY12X244井施工前日注水量30 m3, 油压18MPa, 措施后压力达8.6MPa, 降压率为52%, 日注水量88 m3, 目前注水压力7.8MPa, 日注水量84 m3。双子表面活性剂体系注入后注入压力明显下降, 注水量显著增加。
结论
1.复合活性体系具有高的表面活性和低的临界胶束浓度。
2.复合活性体系在低浓度时能将亲油固体表面变成亲水表面, 形成润湿反转;同时具有良好的耐温耐盐性能。
3. 岩心驱替实验表明, G64和G44, 出现不同程度的压力下降效果。
4. 形成了适合低渗、中高渗砂岩油藏的复合活性体系增注体系, 现场应用操作简单方便, 只需通过增注措施及正常注水引入增注剂即可, 使用此增注措施有效期长。
摘要：复合活性体系是一类新型的表面活性剂。本文对作为降压增注用的复合活性体系开展了表界面性能、润湿性和耐温耐盐性能的评价, 并进行了室内驱替实验。室内研究研究表明, 复合活性体系具有非常好的表面和界面性能, 能把胜利油田的原油水的界面张力降至10-3mN/m。岩心降压模拟实验表明, 浓度为0.2%双子表面活性剂可以达到17-30%的压降效果。分别在东辛营8块和现河的史深100块进行了单井现场实验, 取得了较好的降压增注效果。
关键词：复合活性体系,表面活性,界面活性,润湿性,降压增注
参考文献
[1]梁玉纪, 海心科.低渗透油田表面活性剂降压增注技术及应用[J].石油天然气学报, 2010.
降压增注 篇2
茨榆坨采油厂XX油田共有注水井198口, 其中注不进的井有75口, 占水井总数的37.9%。通过结合XX油田区块油藏地质特征, 对区块注水井注水现状进行分析, 造成注水井注水压力升高, 欠注、注不进原因归结起来主要有以下两个方面。
(1) 粘土膨胀造成地层堵塞根据地层沉积特征研究表明, 油藏储层为沉积相, 在油藏中含有泥质夹层, 其成分主要为易膨胀的粘土, 水敏性强, 注水时, 粘土容易膨胀、分散和运移, 导致储层渗透率不同程度下降, 增大注水阻力, 降低注水效率。
(2) 地层污染造成堵塞注入水水质不达标, 造成注入水与地层流体不配伍, 易产生沉淀和结垢, 堵塞地层, 造成注水压力升高, 注水量下降。
2 室内研究
2.1 解堵处理剂配方确定
目前水井降压增注通常使用土酸, 但土酸酸化一是可能产生沉淀物堵塞流道, 造成二次污染;二是对岩石骨架溶蚀过度, 引起油井出砂;三是对裂缝壁面非均匀刻蚀程度偏低, 酸蚀裂缝的导流能力低。
针对茨榆坨采油厂注水现状及污染原因, 经室内试验, 确定以氟硼酸为主的缓速酸体系降压增注技术, 具体配方如下:
前置液:12%HCl+1.3%缓蚀剂+1.3%铁稳定剂+1%粘土稳定剂+0.6%破乳剂+0.6%助排剂+3%NH4Cl。主要对炮眼及油管内壁进行预清洗, 清洗干净腐蚀物、垢、细菌及油污, 防止酸化时随酸液进入地层造成新的堵塞。
主体酸:10%HCl+10%HBF4+1.3%缓蚀剂+1.3%铁稳定剂+1%粘土稳定剂+0.6%破乳剂+0.6%助排剂, 以氟硼酸为主, 由于氟硼酸第一级水解较慢, 可限制酸液中氢氟酸的生成速度, 解除较深部矿物堵塞, 提高地层渗透率。
后置液:5%HCl+1%缓蚀剂+1%铁稳定剂+1%粘土稳定剂+0.6%破乳剂+0.6%助排剂+3%NH4Cl。保持酸度, 防止二次沉淀的产生, 保证措施效果。
2.2 解堵处理剂配方性能评价
(1) 酸液缓蚀性能评价。参照SY/T5405-2006《酸化缓蚀剂评价指标和试验方法》进行评价, 结果表明, 所筛选的酸液配方腐蚀速度均能满足行业标准的要求, 腐蚀形态都为均匀腐蚀。
(2) 酸液配伍性评价。将前置液、主体酸和后置液与地层水混合, 在模拟地层温度下恒温2h所得的配伍性结果表明:所选用的各种酸液配方均无沉淀、无分层现象, 配伍性良好, 不会造成二次伤害。
(3) 酸液缓速性能评价。将土酸、前置液及主体酸三种酸液在相同条件下, 对比三种酸液与岩石的反应速度, 研究各种配方酸液相对缓速性能。结果表明:在同等条件下, 和土酸相比, 前置液的反应速度低31.8%, 主体酸反应速度低45.4%。可见本氟硼酸酸化体系具有很好的缓速性能。
(4) 酸液的防膨性能评价。采用筛选的前置液、主体酸、后置液及淡水进行实验, 考察配方酸液的防膨性能, 与淡水相比最终膨胀率降低值平均为40%。
(5) 岩芯酸化动态试验评价。使用模拟岩芯进行酸化动态试验评价, 渗透率恢复率都达到1.2以上。从岩芯流动试验可以看出, 所采用的酸化配方对茨采注水井岩芯酸化都有效。
3 现场应用效果
2014年实施水井降压增注措施7口, 恢复注不进水井3口、欠注井4口, 措施有效率达到100%。平均单井注水压力由16.1MPa降至8.6MPa;平均单井日注水量由17.8m3/d升至40m3/d, 阶段累计增注16420.2m3, 平均单井累计增注2345.7m3, 对应10口油井, 平均动液面上升66m, 日产液增加66t, 截至2015年3月, 阶段累计增产原油1893t。
M1井自2002年4月起因注不进关井, 2014年7月实施降压增注措施后, 注水压力由措施前的17.5MPa降低至0.1MPa, 日配注40m3, 实注40m3, 阶段累计增注2978m3。M2井因注不进关井近2年, 实施降压增注后恢复日注水40m3, 注水压力由措施前的14.8MPa降至0.1MPa, 阶段累计增注3416m3。
4 结语
(1) 室内评价表明, 以氟硼酸为主的缓速酸体系具有腐蚀性小、配伍性好、缓速性强、防膨性高和渗透率恢复能力强等优点, 能够满足高压注水井降压增注的需要。
(2) 现场实施表明, 注水井降压增注工艺技术是解决注水井注不进、欠注问题的有效途径, 能消除水井欠注、注不进对油田开发的负面影响, 提高地层压力, 稳定油井产量。
参考文献
[1]张顶学, 廖锐全, 杨慧.低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用[J].西安石油大学学报, 2001, 26 (2) .
[2]杨建华.注水井增注工艺的研究与应用[J].清洗世界, 2006, 22 (8) .
降压增注 篇3
关键词：油压,堵塞机理,降压增注
安塞油田化子坪井区长2油藏位于陕西安塞县化子坪乡境内, 区内地表属典型的黄土塬地貌, 地形起伏不平, 相对高差 (200～300) m。本区长2油层组中发育丰富的沉积构造, 包括层理构造、冲刷及充填构造。沉积构造系列反映了本区长2油层组各沉积单元为一套牵引流沉积的产物[1]。在开发过程中, 为保证注采平衡并确保当地环境安全, 采用产出水回注的办法, 以保证油层压力。但随着注水时间的延长, 水井油压不断上升, 严重影响注水平稳进行。
1储层特征
1.1岩石学特征
化子坪区长2储层岩性主要为一套细～中粒长石砂岩。从图像粒度分析数据看, 砂岩碎屑物以细砂级为主 (平均含量66.26%) , 中砂级为次 (平均含量31.5%) 。碎屑物粒度均值Φ为2.32 mm, 中值粒径为0.208 0 mm, 分选好, 正偏态。岩石碎屑物石英含量32.6%, 长石含量 45.2%, 岩屑8.6%, 其他5.6%, 填隙物绿泥石含量2.4%, 铁方解石含量1.7%, 硅质含量4.0%, 长石质含量1%。胶结类型以再生～孔隙式胶结为主[2,3]。
根据图像孔隙资料研究, 化子坪区长2储层的平均总面孔率11.71%, 平均孔隙半径34.5 μm, 平均比表面0.53, 均质系数0.41, 标准偏差25.64, 与薄片鉴定结果近似, 表明本区储层储集空间主要以中～小孔隙为主。长2层的毛管压力曲线特征反映出曲线斜率较大, 平台段不明显, 说明本区孔喉分选较差。毛管压力曲线平均分选系数2.918 5, 歪度分布在0.538～1.43之间, 平均歪度1.074 3, 平均排驱压力0.134 6 MPa, 孔喉中值半径0.623 5 μm, 平均最大进汞量90.87%, 退汞效率22.46%。喉道类型属微喉道。
1.2储层物性
根据目前研究成果, 化子坪区油藏按其分布可划分为3个独立的开发井区, 分别为化100～化101～塞439井区、塞430井区和塞227井区, 沉积相研究认为它们分属3条支流河道。通过岩芯分析资料统计, 化100～化101～塞439井区平均孔隙度为13.42%, 平均渗透率6.07×10-3 μm2, 渗透率变异系数1.04, 渗透率非均质系数6.17;塞430井区平均孔隙度13.64%, 平均渗透率10.3×10-3 μm2, 渗透率变异系数1.28, 渗透率非均质系数 7.08;塞227井区平均孔隙度13.78%, 平均渗透率22.1×10-3 μm2, 渗透率变异系数0.96, 渗透率非均质系数3.91。3个井区的储层物性参数具有一定的差别, 但都表现了储层非均质的严重性, 这在很大程度上增加了化子坪区长2油层的开发难度。
1.3油藏类型和油藏驱动类型
根据对化子坪长2油藏砂体展布规律、储层岩石矿物特征、孔隙结构、储层物性及其影响因素以及构造特征等的综合研究, 化子坪长2油藏属三角洲平原分流河道相沉积控制的低渗透油藏, 平均油藏埋深935 m, 储层物性差, 非均质性强, 油藏油水分异差, 无明显油水界面, 油藏受上倾方向致密层和构造所控制, 原始驱动类型为弹性～弱水压驱动[4]。
该区长213油藏剖面显示, 油层分布受砂体控制, 砂体分布的物性好的地方一般发育在心滩沙坝与边滩沙坝部位, 这些地方含油性较好, 在沙坝侧翼变差的部位含油性较差。纵向上受隔层夹层的控制, 夹层可以把含油层分割开来而不连通。整体含油性显示层状分布的特点。即属于岩性控制的油藏类型, 没有明显的边底水特征。
1.4储层敏感性实验分析
根据敏感性试验, 化子坪区长2油藏为油层属弱～强水敏、无酸敏～改善、弱盐敏、弱速敏。长2油层地面原油黏度6.8 mPa·s, 比重0.846 5, 凝固点16 ℃。长2油层的平均地层原油黏度为6.63 mPa·s, 与地面原油黏度接近, 这区别于陕北油区的其他油田。该区为高含水饱和度油藏, 而且地层压力较低, 由于油水黏度比大, 使得油水两相在相同地层压力下同时渗流的过程中, 油相流动阻力必然大于水相阻力, 水相渗流相对油相渗流较易, 可能是造成该区油井含水率高、产油量低的因素之一。长2地层水总矿化度31.0 g/L, 水型为CaCl2型, pH为7.2。
2注入水与地层水配伍性研究
2.1注入水水质
化子坪区塞440井区注入水为化子坪联合站污水, 水质情况如表1所示。从表1可知, 沉 降罐出口污水呈弱碱性 (平均pH为8.22) 。沉降罐出口污水的硬度相对较低。其中钙离子的平均含量为879.72 mg/L, 镁离子的平均含量为82.72 mg/L。沉降罐出口污水的碱度相对较高, 其中HCO-3的平均含量为856.76 mg/L, CO
2.2注入水与地层岩石配伍性
储集层岩石碎屑物石英含量32.6%, 长石含量 45.2%, 岩屑8.6%, 其它5.6%, 填隙物绿泥石含量2.4%, 铁方解石含量1.7%, 硅质含量4.0%, 长石质含量1%。胶结类型以再生～孔隙式胶结为主, 相关数据如表2所示。
根据黏土矿物分析可知, 黏土膨胀是引起地层渗透率伤害的主要因素, 化子坪区低渗透油层黏土含量高、孔喉半径小、渗透率低, 污水回注会加重对低渗透油层渗透率的伤害。
3注水减阻剂的研制
化子坪区化1转油注水站在实施污水回注水7年后, 出现注水高压问题, 严重影响注水工作的正常进行。年注水井措施费用约200万元, 存在费用较高、措施有效期短、有一定安全隐患、达不到配注要求。对该区块高压形成机理研究的基础上, 研究出适合该区地质和工艺条件的注水减阻剂, 是解决高压问题的有效途径。
3.1实验仪器及样品
实验仪器为TEXAS—500旋转界面张力仪以及接触角仪。试验用表面活性剂选用适用类型。原油相选用化子坪区长2层脱气脱油。实验用水分别为化子坪区长2层产出污水以及注入水, 表面活性剂用自来水配成5% 母液 (产出水矿化度大于40 000 mg/L) 。实验温度为40 ℃。
3.2评价实验
3.2.1 界面张力评价
结合油层实际温度及地层水矿化度及组成, 对常用的表面活性剂进行了界面张力筛选。表面活性剂[5]及初筛选结果见表3。
可以看出, 单一表面活性剂与原油的界面张力都不能降低到10-3 mN /m数量级的超低值。对浓度为0.1%的S—036与S—912的复配体系的室内界面张力的评价, 得到S—036与S—912的各复配体系下的界面张力。结果表明, 当S—036/S—912的比例为1:1.5时, 油水界面张力可以达到大幅度降低毛管阻力的10-3 mN /m数量级。
3.2.2 润湿接触角
研究岩石表面处理10 d后, 表面活性剂浓度对润湿接触角的影响结果表明, 随着浓度的增大, 接触角都逐渐降低。但在表面活性剂浓度为 (0～ 0.05%) 的低浓度范围内, 润湿接触角随着浓度的增加而迅速减小, 降低幅度最大。说明即使在低浓度范围内, 表面活性剂分子就可以最大限度地吸附或滞留在油层岩石表面, 使油层岩石表面性质由亲油变为亲水。在此范围内, 表面活性剂改变油层岩石润湿性的能力最明显。当表面活性剂浓度≥0.1%, 尽管接触角有所降低, 但幅度已经非常小了[6]。
3.2.3 驱替实验结果
在界面张力和润湿接触角测定结果的基础上, 用人造岩心代替实际岩心进行驱替试验。实验所用岩心为人造均质低渗透岩心, 由环氧树脂与石英砂胶结而成, 含黏土, 尺寸 (215×10 cm2, 水测渗透率35×10-3～40×10-3 μm2。实验用水及岩心饱和用水为化子坪区油田地层水, 矿化度6 778 mg/L, 驱替用水为化子坪区油田污水, 矿化度370 010 mg/L。驱替实验结果表明, 注入表面活性剂增注体系后, 注入压力有不同程度的降低。Z—4号岩心的注入压力的下降幅度最大, 达到了46.59%, 其它的在10%以上, 平均压降20.17%, 平均水相渗透率增加16.27%。
3.2.4 降压减阻剂配方
为保证合成增注剂能立即投入现场试验, 全部选用工业品。柠檬酸、氯乙酸。冰乙酸、氨基三甲叉磷酸、氯化氨、聚氧乙烯辛基苯酚醚—10、S—036、S—912、盐酸、盐酸缓蚀剂、水。按一定比例充分溶解, 静置48 h以上, 取上部清液, 即为所需注水减阻剂, 命名为ZJ—2注水减阻剂。
通过以上方法生产出增注剂, 编制了性能评价的标准, 结果如表4。
3.2.5 降压增注物模拟实验评价
采用模拟化子坪区长21人造岩心开展减阻剂降压增注实验, 实验温度40 ℃, 实验岩心的基础数据见表5。实验结果表明该体系对油层岩心的降压作用明显, 注入5 PV后所有岩心水驱降压率达到30%左右, 驱油效率的提高值在7%以上。
随着减阻剂注入体积的增加, 降压效果逐步变好, 降压率的增加也有逐步变缓的趋势, 综合评价认为, 注入 (1～8) PV的减阻剂体系是比较合适的。
将注入压力增加到8.23、12.56 MPa时, 同样注入5 PV减阻剂体系后, 岩心降压率略有减小, 且减小幅度越来越小, 驱油效率增加值也有所下降。这可能与注入速度过高[7], 导致水驱油推进速度过快, 减阻剂在岩石壁上的附着能力下降有关。
3.2.6 投加制度选择
经过室内试验, 提高加药浓度, pH值下降, 根据生产实际, 室内试验初步确定加药浓度在400×10-6 ppm左右, pH值为7.45。现场采用25 MPa计量泵连续加药。
4降压增注效果
2010年9月20日, 在化子坪区化一转油注水站实施ZJ—2注水减阻剂降压增注试验。根据室内ZJ—2减阻剂加入量与注入水pH值的对应关系, 确定加药浓度为400×10-6 (ppm) , 现场测量注水站及注水井井口平均pH为7.4左右。截至2010年12月31日, 已经在注水井投加ZJ—1减阻剂约20 t。
4.1减阻增注试验现场效果
4.1.1 资料录取及具体工作
对所有注水井压力、注水量等资料现场录取, 并完成高压欠注井洗井水和注入水水质分析工作。按照化子坪区减阻增注实施方案, 对化117—25、化119—29、化121—27、化123—25及化128—29五口井汽化洗井。
4.1.2 注水井添加ZJ—1增注剂现场应用效果
化子坪区化一转油注水站28口添加ZJ—2注水减阻剂, 措施前平均油压13.0 MPa;添加ZJ—1减阻剂3个月后, 平均油压12.1 MPa, 平均油压下降0.9 MPa。添加注水减阻剂前两口井化121—29和化123—25高压注不够, 日均欠注20 m3;到12月31日, 化123—25达到配注要求, 化121—29仅欠注2 m3。配注合格率由92.9%提高到96.4%。
5结论
(1) 通过对化子坪区水敏、速敏、酸敏、盐敏等储集层敏感性分析, 认为研究区油层属弱～强水敏、无酸敏～改善、弱盐敏、弱速敏。
(2) 通过实验认为, 注入水水质较差, 是造成化子坪区长2油藏形成高压的主要原因。经过对岩心进行清水和污水的驱替实验, 污水对岩心的损害极为严重, 因此在注水时需在注入水中加入活性剂;注水时控制入井颗粒大小。
(3) 根据表面活性剂室内筛选、配伍性实验, 优选出表面活性剂S—036 /S—912等可大幅度降低注入水在毛管中的流动阻力。所选注水减阻体系具有理想的矿化度适应范围, 可以使油层岩石的润湿性由亲油性向亲水性方向改变。
(4) 应用ZJ—2注水减阻剂, 效果突出, 探索到一条有效的解决特低渗油藏降低注水压力的新方法。
参考文献
[1]长庆油田分公司勘探开发研究院.靖安油田化子坪区方案.长庆石油勘探局勘探开发研究院, 2003
[2]金燕波, 洪伟, 胡云鹏.江汉油田难注井降压增注工艺技术的研究与应用.石油天然气学报, 2006; (3) :372—374
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[5]唐敬珍, 方晓红.表面活性剂降压增注技术在低渗透油田应用研究.化工时刊, 2004;18 (1) :51—54
[6]陈文斌, 罗跃, 付美龙, 等.表面活性/缩膨剂降压增注体系的研究.精细石油化工进展, 2006;7 (8) :18—20
降压增注 篇4
1 大港采油四厂低渗油藏欠注因素分析
大港采油四厂注水井欠注主要原因是地层低渗, 重要原因是水敏性强、污染严重。
1.1 地层因素
低渗油藏是注水井欠注的根本原因。随着渗透率的降低, 启动压力将急剧升高。储层物性差导致注水启动压力高, 因此欠注严重。
1.2 水敏性强、作业污染因素
长芦、板桥油田泥质含量较高, 主力油层泥质含量13%, 其中伊蒙混层占30%, 五敏评价水敏指数27.83-53.16, 为中等偏强水敏。注水及作业时易发生入井液污染, 储层水敏降低储层有效渗透率, 注水量急剧下降导致水井注水压力高、注水难。
1.3 不合理的注水工艺参数。
长芦、板桥油田有存在颗粒运移, 中偏强速敏, 注水速度快易导致注水能力下降。
2 低渗欠注井降压增注工艺难点分析
该地区前期采用的降压增注技术主要有:酸化解堵防膨、清洗防膨、连续防膨、增压泵等, 各有优缺点, 酸化解堵、防膨等措施工艺有效期3~6个月, 部分井有效期更短, 只有1个月, 平均单井增注量2000方左右。
针对采油四厂低渗油藏欠注井措施分析, 前期增注效果一般, 降压增注工艺有以下难点:储层埋藏深、渗透率低, 压力高, 工艺措施难以大排量挤注, 提高酸化处理半径;目的处理层厚度大, 渗透性差异大, 难以多层段有效处理, 处理深度受限, 影响措施效果, 需深部处理, 提高降压增注效果;储层水敏性强, 敏感性矿物含量高, 水敏更为严重, 需采用配套措施连续防膨, 降低水敏影响。
3 酸化处理液体系优化
3.1 欠注井储层对酸化液体系的要求:
(1) 能够解除改注清水、注入污水等过程中引起的各种地层堵塞;
(2) 要有良好的延缓酸岩反应速度, 实现解除深部处理;
(3) 对储层低伤害。
3.2 进行注水井降压增注酸化液优选研究。
(1) 缓速酸体系
研究缓速酸体系, 延缓酸岩反应速度, 加大处理深度, 降低储层伤害, 提高降压增注效果。
(2) 多氢酸体系
多氢酸体系能够保持或恢复地层的水湿性, 在对油层进行改造的同时不会对地层造成更大的伤害。多氢酸体系含有多个氢离子, 逐级电离出H+, 具有缓速性, 酸液体系可以实现深穿透;沉淀少、伤害小。
4 注水井降压增注酸化工艺优选研究。
经过多年实践, 初步形成了酸化、酸压改造、机械 (超声波、水力波) 解堵等三大类注水井降压增注工艺技术, 以酸化降压增注工艺为主。
4.1 酸化防膨降压增注工艺主要做法
在低于地层破裂压力下, 地层预处理液----主体酸液----后置液----防膨液。
处理半径:2~2.5m。
注入排量:在低于地层破裂压力下大排量挤注。
4.3 配套连续防膨工艺研究
储层低渗, 埋藏深, 注水井注水启动压力高, 储层岩石中泥质含量较高, 水敏性强的粘土矿物含量也较高, 储层存在潜在水敏伤害, 随着注水工作进行, 水化膨胀和颗粒迁移, 大大降低水相渗透性, 注水压力上升, 导致注水欠注问题突出, 影响注水开发效果。
配套实施连续防膨措施效果, 注水井注水状况良好, 累计正常注水2.36万方, 有效控制注水泵压上升速度, 实现长期稳定注水的目的。目前长芦油田长4站一直应用连续防膨工艺, 取得较好的稳压稳注效果。
5 现场实施情况及效果
低渗欠注井实施酸化措施6井次, 措施有效率100%, 平均单井措施后降泵压9.5MPa, 措施初期提高注水量377m3/d, 目前提高注水量334m3/d, 除一口井 (板深10-5因待建储气库关井) 外, 其余5井次措施都继续有效, 目前平均单井措施有效期已达7个月, 截止目前累计增注63044方, 受益油井阶段累计增油2341吨。
6 结语
6.1 研究确定大港采油四厂注水井欠注主要原因是地层低渗, 重要原因是水敏性强、污染严重。
6.2 研究的复合缓速土酸、多氢酸酸液体系, 可实现低渗欠注井深部处理, 提高措施降压增注效果。
6.3 研究应用的复合缓速土酸、多氢酸酸化解堵防膨工艺, 提高了降压增注效果, 有效解决四厂欠注井注水难题, 工艺技术是成功的。
6.4 建议酸化后配套连续防膨措施, 控制注水泵压上升速度, 提高注水能力, 长期稳定注水。
摘要：大港采油四厂部分注水井因地层致密, 渗透率、孔隙度低, 注水启动压力高, 导致注水井欠注或注不进水, 严重的造成停注。研究应用低渗欠注井降压增注综合治理技术, 有效解除污染堵塞, 对低渗储层进行深部处理, 提高储层渗流能力, 现场应用后大幅度提高欠注井注水量、降低注水压力, 提高欠注井的注水能力, 实现长期稳定注水。
关键词：低渗油藏,欠注井,酸化工艺,深部处理,现场应用
参考文献
[1]牟学益, 低渗透油田启动压力梯度研究.油气地质与采收率.2001.8 (5) :58-59.