文南油田降壓增注工藝研究

1、內部資料 注意保筲文南油田降壓增注工藝研究文南油田降壓增注工藝研究編寫a：主要參加人:審 核:定:一、項目概況二、取得的主要研究成果及創(chuàng)新 三、現(xiàn)場應用效果評價結論與認識項目概況文南油田屬丁高溫、高壓、低滲透、復雜斷塊油氣藏。注水井啟 動壓力高，儲層連通程度差，小斷層較多，油水井連通率差，注水 開發(fā)比較困難。統(tǒng)計2014年文南油田開井注水井249井次，平均注 水壓力32.6mpa,其中 注水壓力35mpa以上的注水井122 口，最高 注水壓力42mpa,隨著油田的深入開發(fā)，主力層水淹嚴重，注水逐 漸轉向難動用的二、三類儲層或者一類儲層的二類相帶，由于儲層 物性差、井下措施頻繁，鉆井和修井過程中

2、采用高比重鉆井液和壓 井液，使得污染情況口趨復雜，造成注水壓力逐漸升高，單井日注 水量下降，注水狀況逐年變弟，導致見效困難，見效井減少，控制 自然遞減的難度加大。為了恢復地層能量，解決注水井欠注問題， 我們立足油藏，在對各種污染類型重新認識和室內系列試驗的基礎 上，強化措施前期論證丁作，認真查閱地質資料、井史及注水狀況, 認真分析確定欠注井主要污染類型，同時運用壓降測試資料指導選 井，形成了適用于文南油田不同欠注水井增注特點的氧化深穿透、 砂巖緩速酸、高效活性增注等系列增注工藝，并引進了有機復合酸、 納米乳液降壓驅油技術、潛在生成酸增注新技術，在現(xiàn)場應用后取 得了較好的措施效果，解決了文南油山

3、高壓低滲區(qū)塊水井增注難題, 提高了水驅動用程度。二 取得的主要技術創(chuàng)新成果<->目前注水狀況調查與研究1全面開展水質監(jiān)測，嚴格把關注入水質量2014年對全廠注入水水質監(jiān)測共監(jiān)測站外129個井站次、站內 注水泵出口 20個點次，分析了污水站站內注水泵進口水質、注水站 來水干線水質、井口過濾器進出口水質、注水井井口水質，錄取數(shù) 據(jù)1092組。站內綜合達標率為100%,站外綜合達標率為90%,站內 外綜合達標率95%。從檢測結果來看，污水站內各處理環(huán)節(jié)的設施能滿足各節(jié)點的 水質處理的需要。ph:各注水干線中點站、端點站、井口 ph值平 穩(wěn)，沒有大波動，維持在7. 3-7. 6之間。懸浮固

4、體、含鐵：各注 水干線的懸浮固體和含鐵變化都較大，影響因素較多。北二線、北 三線屬正常變化，由中點到端點逐漸升高；北一、東一、東二、南 二、南一四條線有可能是安裝了井口過濾器，水質近端點有所好轉, 也可能是受到干線中點平時不取樣、首次取樣干擾因素較大的影響。 含油量:各注水干線中點站、端點站、井口含油量平穩(wěn)，切遠低于 標準值，控制很好。細菌含量：無論srb、還是tgb,皆控制較好, 含量都較低，也是2014年控制較好的一項水質指標。腐蝕速率： 單從現(xiàn)有的檢測數(shù)據(jù)來看，東一線的腐蝕速率較高，因有一半數(shù)據(jù) 還沒有出來，難以下定論。礦化度：各注水干線中點、端點、井 口無明顯變化。但是從站內產(chǎn)出水、注

5、水泵、清水三點的礦化度可 以看出：注入水礦化度與五年前和比升高了很多，目前與產(chǎn)出水礦 化度接近，說明現(xiàn)在處理后注入的水基本都是產(chǎn)出水，幾乎不摻清 水。2注水啟動壓力高，分注井增多，注水困難由于文南油fa注水壓力高、井深，造成目前基木靠簡單的油套 一級兩段分注，不能從根本上解決層間矛盾，而只能起到限制高吸 水層的作用，差層仍無法啟動，而且有部分井因注水壓力高而無法 分注。如表1所示：目前文南油田注水井共計688 口，其屮開井數(shù) 249 口，分注井145 口，占總開井數(shù)58. 2%。注水壓力大于35mpa的 水井有122 口，其中分注井有64 口井，因壓力太高而不能分注的井 有12 口。要改善文南

6、油田注水開發(fā)狀況，增加水驅儲量，就必須大力 開展注水井降壓增注工作。文南油田正常注水井注水壓力調查表（表1）注水壓力合計小于30mpa30-35mpa大 t 35mpa開井數(shù)5671122249合注井323258104分注井2439641453水驅動用程度差、穩(wěn)產(chǎn)基礎薄弱文南油田受復雜地質特征的影響，冃前水驅控制儲量4229.9x104t,水驅控制程度50%；水驅動用儲量2902. 5x 104t, 水驅動用程度34. 3%o文南油fh動用狀況較好的一類主力層水驅動用較好，但目前已大面積水淹。而儲層物性較差的二類層，目前能夠進行注水動用的 只有文33塊沙二下、文95塊、文85塊；文79斷塊區(qū)、

7、文72斷塊 區(qū)的其它區(qū)塊二類層地質儲量，基本不能水驅動用。文南油田地質儲量可水驅動用狀況分類表（表2）項目小計可水驅動用層間矛盾不可水驅動用地質條件不可動用備注地質儲量(例水驅動用程度(%)地質儲量(wt)小計構造 復雜特低滲透黑油 砂體特殊 油藏文南試采(特殊板塊)一類層3101310175.4二如j動川只俶33塊s2下、文95塊、文85塊二類層196791235.11055三類層339458728075626122351139259小計8462401333.41642280756261223511392594注水井吸水厚度百分數(shù)小，吸水剖面嚴重不均統(tǒng)計2014年所測249 口正常注水井井吸

8、水剖面資料，射開10309m/5122n，吸水4381. 3m/1782n,吸水厚度百分數(shù)42. 5%,吸水 層數(shù)百分數(shù)34. 8%,吸水厚度大于15m3/ d m的層1082. 4m/506n, 厚度百分數(shù)不足11%,而吸水量卻占69. 6%,可見層間非均質性現(xiàn)象 嚴重，吸水過于集中。調查研究表明：隨著油田開發(fā)的不斷深入，雖然水質不斷提 高且達標穩(wěn)定，但因其注水開發(fā)中水質不穩(wěn)定、井下措施頻繁，且 在鉆井和修井過程中采用高比重鉆井液和壓井液等原因，對油層都 有不同程度的污染和傷害，使得污染情況也日趨復雜，注水壓力增 長也較快，加之儲層物性差，造成降壓增注工作難度加大。如果沒 有進一步對井層構造

9、的科學分析和認識，沒有經(jīng)濟實用解決問題的 技術手段，難以從根本上解決文南油田在注水開發(fā)中的高壓增注問 題。二注水井降壓增注成熟工藝的應用2014年主要開展了以砂巖緩速酸降壓增注為主導的工藝技術，在應用過程中改進完善酸液配方、施工及配套技術，并推廣應用了適用于文南油田不同欠注水井增注特點的氧化深穿透、高效活性增注工藝工藝。實施后，見到了良好的效果。2014年文南油田降壓增注成熟工藝應用效果統(tǒng)計表（表3）匚藝名稱實施 井次有效 井次有效 率累增水m3平均單井增 水 m3平均單井 口增水 m3平均單井 壓降mpa砂巖緩速酸增注17158&2683914023234.7氧化深穿透增注988&a

10、mp;9415284614295.5高效活性增注工藝55100266255325504.3合計312890.31365444404344.81砂巖緩速酸增注工藝砂巖緩速酸的主休為含氟絡合物體系，在水中僅能解離出微弱 的活性iif,當與地層硅質接觸反應時，隨著iif的消耗，系統(tǒng)平衡體 系被破壞，體系不斷解離出新的hf,直至消耗殆盡。因此增注的處 理半徑得到提高，與常規(guī)土酸相比，處理半徑可提高一倍以上，另 外syd水解釋放hf后的成分為一種硅沉積阻止劑，可將反應產(chǎn)物保 留在溶液中，反應后無二次沉淀生成，是應用的主導技術，適用于 解除泥漿污染、注水過程中有機物、機械雜質、腐蝕產(chǎn)物造成的近 井地帶堵塞

11、，以及儲層潤濕性濃度改變引起的毛管阻力傷害。對于 地層物性和連通狀況相對較好、滲透率在60x10-3 u m2以上的水井 祁能取得顯著的增注效果。由表3可看出，2014年共實施17井次, 有效15井次，有效率88. 2%,截止2014. 12.20累增水量68391m3, 平均單井增水量4023m平均單井壓降4. 7mpa,平均有效期146d, 效果顯著。典型井例:w43-8井位于文138塊，2010. 12. 27轉注，初期配 注80m3,日注80m3,后該井注水壓力逐漸升高，出現(xiàn)欠注現(xiàn)象，分 析認為該井長期注水，地面或井筒雜質及腐蝕產(chǎn)物在近井地帶堵塞， 導致高壓欠注，確定采用砂巖緩速酸對該

12、井實施降壓增注措施，措 施前注水壓力33mpa,配40m3 h注17北 措施后注水壓力24. 5mpa, 配70m3 h注70m3,有效期209天,截止2014. 12. 20累計增水7377 m3, 對應油井w138-47見到該井的注水效果，h產(chǎn)油由最初的0. 6噸升 至1.9噸，累計增油80噸。2氧化深穿透增注工藝對于高分子聚合物鉆井泥漿以及前期注水井水質細菌含量超標 污染儲層的水井，應用氧化深穿透增注工藝技術。該體系中的c102 用于降解高分子聚合物，使聚合物分子鏈變短，從而解除高聚物堵 塞；體系中緩速酸主要由無機酸、有機酸、緩速酸及其它酸液添加 劑組成，用于地層中無機雜質及其它堵塞，達

13、到綜合解堵的目的。 2014年共實施9井次，有效8井次，有效率88. 9%,截止2014. 12. 20 累增水41528m3,平均單井增水量4614m3,平均單井壓降5. 5mpa,平 均有效期116天，效果顯著。3高效活性增注酸化施工中，酸液與原油中的膠質、瀝青質接觸，會使穩(wěn)定的膠 態(tài)遭到破壞，產(chǎn)生酸渣聚結在地層近井地帶降低其滲透率，因此對原 油重質成分污染的井，采用活性液預處理技術，前置液中加入表面活 性劑，他們吸附在油酸界面并作為一連續(xù)的保護層，降低油水界面張 力，改變潤濕性，降低擠注壓力，解除重質成分污染。酸化過程中采 用活性劑預處理地層。主要適用于新轉注，射孔層直接注水的欠注井。

14、2014年共實施5井次，有效5井次，有效率100%,累增水量26625m3,平均單井累增水量5325m3,平均單井日增水量50m3,平均單井壓降 4. 3mpa,效果顯著。典型井例：w138-2井，1994. 12.24轉注以來欠注較嚴重，注水壓 力37.5mp&,配80注25昭 達不到配注，2007年酸化后無效。分析 認為該井2006-2007年兩次壓裂s?下二存在作業(yè)污染，該井2014. 1.9 轉注，考慮到該區(qū)塊地下原油粘度大，同時存在重質油污染，采用高 效活性增注工藝解除儲層污染。2014.1.9酸化施工，投注后日配60 注60m3,日注增加60m3,截止2014. 12. 2

15、0累增水量9944m3,效果顯著。（二）注水井降壓增注新技術的研究應用1納米乳液增注驅油工藝注水壓力高、驅油效率低是制約低滲油藏開發(fā)的兩個關鍵因素， 文南油田開發(fā)至中后期，如何有效提高水驅動用程度，顯得非常重 要。納米乳液降壓驅油體系是市粒徑為l-100nm的陰離子+非離子+ 兩性離了表面活性劑和助表面活性劑等復合而成，外觀為透明液體， 平均粒徑為31. 99nmo具有較好的抗溫耐鹽性能，適用于低滲透油藏 降壓驅油領域。01 10100size (d.nm)1000100002520() aulnoa圖1納米乳液粒徑分布圖納米乳液通過離了吸附將巖石潤濕性由親水性、親油性往中性潤濕方向改善，減弱

16、水與巖石表面之間的物理化學作用，降低水的流動阻力，如下圖所示原始巖心的接觸角為31.7° ,納米乳液浸泡后巖心，接觸角78.7° o接觸角測量儀氣泡法測量(contactangle system oca)空氣圖2納米乳液處理后的巖心接觸角對比該乳液體系具有較低的界面張力不但能降低毛細管阻力，還能 將油膜從巖石表面剝離分散成小油滴形成并聚，避免了大的乳化油 滴產(chǎn)生的賈敏效應，提高洗油驅油效率。如下圖所示，不同膜劑處 理右英對油流的影響。納來乳液h.o圖3不同膜劑處理石英對油流的影響2014年在文南油田特低滲區(qū)塊文72塊、文79塊各試驗1井次 (w72-156. w79-44)

17、。水井 w72-156 措施前注水壓力 37. 8mpa,配 30 n?日注12 m3,達不到配注，對應油井w72-469日產(chǎn)油1.2噸。 為改善該井注入現(xiàn)狀，決定采用納米乳液對該井s2下2-4進行增注 驅油措施,2014.6.7匸替預處理液9 m3,正擠復合有機酸15 m3,活 性水15 m3,關井反應4小時，用60 n?活性水大排量返排殘酸， 保證清除巖隙中的污垢，2014. 6. 9-8. 13利用柱塞泵連續(xù)泵入0. 1% 濃度的納米乳液2000m3o措施后平均日增注水量16方，對應油井平 均日增油0. 6噸，截止2014. 12. 20對應油井w72-469累計增油46 噸。文79-4

18、4井2014. 9. 29實施納米增注措施，措施實施較晚，效 果待觀察。w72-156油40eo50252227v/w2-156曰10050 水ow72-469/72-a69圖4 w72-156注采曲線圖2、有機復合酸增注技術多元復合酸體系主要由有機酸和無機酸、強酸和弱酸、多元酸 和一元酸與適量的添加劑組成。具體工藝上分：預處理液：鹽酸+ 緩蝕劑+活性劑。前置液：鹽酸+低碳有機酸+緩蝕劑+復合添加劑+ 復合粘土穩(wěn)定劑。主體酸：鹽酸+氫氟酸/氟化氫錢+磷酸/多聚磷 酸+低碳有機酸+緩蝕劑+復合添加劑+復合粘土穩(wěn)定劑。后置酸： 鹽酸+緩蝕劑+復合添加劑+復合粘土穩(wěn)定劑。其基本原理是：依靠 體系中h

19、cl、磷酸及有機酸溶蝕鐵質、灰質組分。依靠體系的hf 組分溶蝕硅質、泥質類的堵塞物。依靠體系中添加劑實現(xiàn)滲透、 增溶、防乳、清除殘余油及有機沉淀物。典型井例：w99-23 井于 2004. 6. 8 轉注 s2 下 4. 5, 2006. 7. 2 第一次采用砂巖緩速酸酸化，酸化有效，2008. 9. 6第二次采用砂巖 緩速酸實施降壓增注，投注后配注60m3,日注35m3,達不到配注， 酸化無效。2013. 8. 19側鉆完井后，2013. 9. 15轉注s2下4. 5,措施前注水壓力39mpa,配注30代，e1僅注2占分析認為該井側鉆后存 在作業(yè)污染，且該井儲層物性差，砂巖緩速酸未能有效解除

20、該井污 染，木次決定采用復合酸增注工藝，2014. 5. 27對該井酸化，施工過 程屮泵壓由最高42mpa降至30mpa,投注后注水壓力28mpa,配注50m3 日注50m3,效果比較理想，截止2014. 12. 20該井累計增水量7323代。 措施前對應油井w99-21間開，2014. 6. 25見到w99-23的注水效果, 日產(chǎn)液27.4方，日產(chǎn)油18噸，截止目前該井累計增油161噸。w99-23油40e01 38.5 38.5 兀生 3233 34.7 35 34.6 35.9 3637w99-23949492899495959695w99-211000含 水w99-21圖5 w99-2

21、3注采曲線圖3潛在生成酸增注工藝潛在生成酸酸液是由不飽和脂肪酸、不飽和麟酸和不飽和磺酸 -:種單體復配的混合物，再與副劑以及抑制劑復配得到。有機酸共 聚物可以逐步電離氫離子和氟鹽反應，緩慢生成hf?？刂扑釒r反應 速度，從而保證了酸液的活性，能夠實現(xiàn)深部穿透。潛在生成酸對溶液中多價金屬離子具有絡合能力，并且可以在很低的濃度下將金屬離了 “螯合”于溶液中，從而使一些容易生成 沉淀的金屬離子保持溶液狀態(tài)。同時，潛在生成酸對52+、na+、k+ 等離子有很強的吸附能力。這些離子就很難有機會與f-、s1f62-形 成氟鹽沉淀和氟硅酸鹽沉淀。2014年在文南油田共實施潛在生成酸2井次(w33-183、 w

22、72-437)。w72-437井1992年新投，注水目的層多次注灰存在注灰 作業(yè)污染，且該井1998年轉注后長期注水可能存在地層深部結垢和 細菌污染，本次確定采用潛在生成酸解除該井深部污染，措施前該 井注水壓力34. 8mpa,酸化投注后注水壓力22. 6mpa,壓降12. 2mpa, 效果顯著。三現(xiàn)場應用效果分析與評價(-)整體降壓增注效果評價2014年文南油山共實施水井降壓增注39井次，有效36井次， 有效率92. 3%,平均單井處理厚度10. 7m,平均單井處理層位6n,平 均單井用酸量20. 5m3,每米用量1.9m3,截止目前累計增水量 152344m平均單井增水量3906m3,平均

23、單井h增水量25m；平均單 井壓降4. 5mpa；對應油井62 口，見效11 口，累增油1686t,效果 顯著。(-)分區(qū)塊降壓增注效果評價文南油田高壓低滲的特點決定了注水的困難，高壓低滲注水開 發(fā)油藏共有14個開發(fā)單元，這類油藏是文南油田的主體，構造復雜, 儲層物性差，注水壓力在35-40mpa之間。不同的區(qū)塊，儲層礦物敏 感性不同，根據(jù)不同的礦物敏感性及污染類型，確定相適應的酸液 體系，解決了不同欠注井注水難的問題。2014年主耍在文33塊s2 下、文33塊s3上、文79塊、文72塊、文88塊、文138塊等區(qū)塊 實施了降壓增注，取得了顯著的效果。分區(qū)塊降壓增注效果分類表（表4）區(qū)塊實 施

24、井 次有效井次冇效 率累增水m3平均單井 增水y平均單井日 增水（目前） m3/d平均單井 壓降mpa有效期（天）文33塊s2下33100112083736244.5116文33塊s3上6583.3192883214303.874文79塊121191. 7449153742214.2128文72塊988& 9301103345274. 790文88塊33100181606053503118文138塊22100153217660196264其他44100133423335206.7149合訃393692. 21523443906251.51141、文33塊沙二下，該區(qū)塊為開發(fā)較早單元，屬

25、屮滲復雜斷塊 油藏，油藏埋藏較淺，構造相對簡單，物性較好，連通率較高，平 均孔隙度19.5%,滲透率45md,其屮s2下2物性最好，而s2下8 最差。2014年共實施水井增注3井次，有效3井次，有效率100%, 截止2014.12.20累增水量11208m3,平均單井增水3736m3,平均單 井壓降4.5mpa,目前平均單井el增水24m3/d,平均有效期116天。2、文33塊沙三上油藏屬深層低滲難動用油藏，注水壓力高， 注水狀況差，平均注水壓力35.9mpa,構造復雜，儲層物性差，屬 高壓低滲油藏，平均孔隙度16%,滲透率為25.6md,油藏儲層巖性 為長石石英粉砂巖，主要粘土礦物是伊利石，

26、含量占總含量的77%, 其次是綠泥石，水敏屮等、速敏較強。2014年共實施水井增注6井 次，有效5井次，有效率83.3%,截止2014.12.20累增水量19288m3, 平均單井增水3214m3,平均單井壓降3.8mpa,平均有效期74天， 由于該區(qū)塊部分降壓增注井施工日期較晩，冃前平均單井日增水 30m3/do現(xiàn)有酸化工藝可部分滿足水井增注的要求，對二、三類層 的降壓增注有待進一步研究。3、文79塊實施降壓增注井次最多，效果也較明顯，該區(qū)塊為 構造復雜帶，目前分為文79133、文79136、文7979小塊、文79 南塊等開發(fā)單元，儲集層巖性主要為長石粉砂巖，巖石顆粒以石英 為主，粘土礦物以

27、伊利石為主，膠結物以泥質為主，該塊沙二下平 均孔隙度18%,滲透率94md, 2014年主要集中在文79南塊、79-79 塊，79-133塊開展降壓增注工作，針對不同的開發(fā)單元及污染類型 的不同，采取不同的酸液體系，取得了一定的效果，2014年共實施 12井次，有效11井次，有效率92.3%,截止2014.12.20累增水量 44915m3,平均單井增水3742m3,平均單井壓降4.2mpa,有效期128 天，目前平均單井日增水21m3/d,現(xiàn)有酸化工藝可部分滿足水井增 注的要求。4、文72塊開發(fā)單元較多，2014年主要在文72塊送5塊（3井 次）、文73塊沙三中（3井次），文72-134塊（

28、2井次）、文72-135 塊（1井次），為中滲復雜區(qū)塊，該塊儲集層以石英粉砂巖為主，見 少量長石粗粉砂巖，巖石顆粒以石英為主，粘土礦物以伊利石為主（約占50%）,還有綠泥石、高嶺石、伊蒙混層，平均孔隙度18.7%, 平均滲透率79.1md；丈73塊沙三中油藏埋藏深、儲層物性差、注 水開發(fā)困難，孔隙度9.8-14.1%,空氣滲透率5.1-20.2md, 2014年 共實施9井次，有效8井次，有效率88.9%,截止2014.12.20累增 水量30110m平均單井增水3345m3，平均單井壓降4.1mpa,有效 期140天，目前平均單井ei增水27m3/d,5、文138塊油藏埋藏深（3200-34

29、00米），儲層物性差（平均 孔隙度10.2%,平均滲透率8.7md）,粘土礦物以綠泥石為主，伊利 石次之。由于儲層物性差、油藏埋藏深，構造復雜，注采井距大， 決定了降壓增注實施的難度，2014年在該區(qū)塊實施降壓增注2井次 （w138-2、w43-8）,這2 口井儲層物性相對較好,我們加強了前期 論證，明確了污染原因，采取了有針對性的酸液體系配方，取得了 顯著的效果，截止2014.12.20累增水量15321n?,平均單井壓降 6mpa,平均單井增水7660m3,有效期264天。（三）管理方面好的做法1優(yōu)化施工方案，采取一井一策制根據(jù)不同的井，從巖性、連通性、作業(yè)井史、壓降資料、歷次注水狀況等因

30、素，綜合分析欠注原因，準確判斷主要污染類型，針 對不同的污染應用相適宜的工藝技術，根據(jù)殘余重油污染、泥漿污 染、擠堵污染、水質結垢及細菌污染、壓井液污染等污染類型，選 擇和適應的活性有機酸、緩速酸、氧化深穿透、自生酸增注等酸液體系，增注效果明顯提高。2酸化措施前移，確保施工效果對于作業(yè)過程中存在明確污染，如泥漿注灰污染、重油污染 的注水井，采取酸化措施前移，即投注前先實施增注措施，達到安 全施工，有效保護分注管柱的目的?？ǚ庾⑺飧羝髯怛灧夂细窈?，對于欠注井，投注前先 進行酸化措施，因為卡封作業(yè)后注水目的層已充分放壓，壓力低， 提前進行酸化施工，施工中泵壓不會上升很高，降低了管柱、封隔 器失效風險，延長封隔器有效期，提高施t成功率。3增注前驗封驗管，施工中控制壓差，提高分層增注工藝成功率隨著精細注采調整，卡封分注井逐年增多，為確保卡封井的順 利施工，每一口卡封井施工前三夭，對注水管柱及封隔器驗封，發(fā) 現(xiàn)注水管柱密封不嚴，存在竄漏的井需換封作業(yè)后再實施；在酸化 過程中為保證卡封管柱完好，在保證酸液質量合格的前提下，合理 控制油套壓差小于25mpa,水泥車操作平穩(wěn)，抵擋低排量泵入。4加大對無效井分析，提高增注效果針對酸化無效井，加大措施分析力度，每一口酸化井失敗后， 組織全室人員認真總結分析，從巖性、作業(yè)井史、壓降資料、注水 歷史、施工情況、酸后現(xiàn)狀等，認真分析，根據(jù)各種曲線分