高含水期油井水壓力分析

高含水期油井水壓力分析

三名最終區(qū)域的開發(fā)已經(jīng)投入使用已經(jīng)30多年了。隨著水井開采的逐步深入，主采區(qū)進入了高含水和高采出程度的“雙高”階段，高含水井的比例較大。縱向上受儲層非均質(zhì)性的影響,各小層動用程度存在較大差異,注入水沿高滲條帶突進,單層水竄嚴重。另外,曙三區(qū)油井出砂嚴重,單井累積出砂量大于2方的井,占總井數(shù)的55.8%。若采用機械堵水的方式容易造成井下事故。針對這一難題,在分析原有堵水技術(shù)的基礎上,研發(fā)化學堵水技術(shù)。既克服了常規(guī)機械堵水在作業(yè)沖砂中技術(shù)缺欠。又可以更好抑制油井出水,恢復油井的產(chǎn)能。1聯(lián)合行1.1深企業(yè)采收率及油層有效厚度曙三區(qū)位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段杜32斷層上升盤,開發(fā)目的層為下第三系沙河街組四段杜家臺油層,油層埋深950~1700m,含油面積19.0km2,地質(zhì)儲量2244×104t,可采儲量736×104t,最終采收率32.8%,平均油層有效厚度12.7m。全區(qū)共劃分為7個開發(fā)單元,其中最大的為杜18斷塊,含油面積3.94km2,地質(zhì)儲量627×104t,最小的為杜23斷塊,含油面積1.52km2,地質(zhì)儲量132×104。1.2小層和小層曙三區(qū)杜家臺油層根據(jù)旋回及巖性特征將杜家臺油層分為3個油層組(杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ),十個砂巖組及30個小層。儲積層由于受構(gòu)造及沉積條件的雙重作用,平面上和縱向上變化較大,單井最大有效厚度達39.8m,位于3-5-07井一帶,而最小有效厚度僅為6.5m,位于3-9-9井一帶,縱向上杜Ⅱ組發(fā)育較好,平均有效厚度為6.9m,杜Ⅰ組及杜Ⅲ組次之,分別為2.5m和3.3m。1.3縱向上滲透率杜家臺油層平均空氣滲透率1.071μm2,孔隙度27%,粒度中值0.1603mm,分選系數(shù)1.67,縱向上滲透率變化大,杜Ⅱ、杜Ⅲ組相對較好,空氣滲透率分別為1.075μm2、1.157μm2,杜Ⅰ組最差,空氣滲透率為0.859μm2。泥質(zhì)含量13.85%(蒙托石含量20.3%),儲層膠結(jié)疏松,油藏出砂嚴重。2在開發(fā)中存在的問題和分析2.1高含水井所占比例該區(qū)是75年投入開發(fā)的區(qū)塊,目前可采儲量采出程度高達71.79%,油藏綜合含水81.2%,已進入“雙高”遞減開發(fā)后期,高含水井所占比例大。其中:含水大于85%有49口井,占含水井58.3%;含水大于95%有21口,占含水井25%,有26口井因高含水低產(chǎn)能,日產(chǎn)油在1t以下,嚴重影響了區(qū)塊開發(fā)效果。2.1.1影響油藏計量的因素油井出水導致油水流度比增大,水淹高滲層,影響油井產(chǎn)量及油藏儲量的動用;油井出水將會產(chǎn)生腐蝕垢堵等一系列后果,加快設備損耗;同時油井出水產(chǎn)液量增加,也會增加動力消耗和集輸成本。2.1.2砂巖組采用5.2%、5-4年生時杜8-11、2-4統(tǒng)計近年的吸水、產(chǎn)液剖面資料,曙三區(qū)在縱向上油層動用程度存在一定差異,單層水竄嚴重。其中:杜Ⅱ8-11共射開厚度142.3m,吸水厚度114.5m,占射開厚度的80.5%。杜Ⅱ1-4共射開厚度41.3m,吸水厚度26.1m,占射開厚度的63.2%。其它砂巖組動用程度均低于60%。由于油層縱向動用不均,注入水也會沿著高滲透層突進,造成單層水竄,致使油井高含水。2.2封閉井內(nèi)不同含水層針對油井單層水竄問題,機械堵水是一項有效的解決手段,它是利用封隔器在井筒內(nèi)的卡封,來封堵高含水層,阻止水流入井內(nèi)的堵水方法。然而,曙三區(qū)出砂現(xiàn)象較為嚴重,如果采用機械堵水,極易造成砂卡事故。3油擠出技術(shù)的研究3.1復合封堵技術(shù)化學堵水是指利用堵水管柱或生產(chǎn)管柱,將化學堵劑注入出水層段,堵劑在地層孔隙中反應凝固或膨脹后形成物理堵塞屏障,降低地層滲透率,從而封堵高含水層位,減少出水層的產(chǎn)水量,實現(xiàn)堵水目的的堵水方法。為了實現(xiàn)深部封堵,防止在生產(chǎn)過程中堵劑返吐,增加封堵有效期,采用兩個段塞的復合封堵技術(shù)。第一段塞使用樹脂膠聯(lián)凝膠堵水劑,第二段塞采用地下聚合高強度封口劑。3.2添加無機有機填料鑒于地層溫度較低的情況,兩個段塞堵劑的配方進行了改進,在堵劑中還可添加適量無機有機填料,如粉煤灰、膨潤土、橡膠粉等,改善其凝膠強度和熱穩(wěn)定性,提高封堵效果。堵劑保持高封堵性能的同時,實現(xiàn)低溫成膠,以滿足油藏環(huán)境的要求。3.2.1溫度對于凝膠的耐溫有機凝膠堵劑主要由兩性高分子聚合物、有機樹脂膠聯(lián)劑、橡膠粉、無機增強劑及熱穩(wěn)定劑組成,聚丙烯酰胺和有機樹脂膠聯(lián)劑在一定時間內(nèi)形成粘度大于2×105mPa.s的凝膠,該凝膠耐溫可達120℃以上;由于主劑的親水性,使堵劑具有一定的選擇性,優(yōu)先進入水淹通道,保護了含油飽和度相對較高的低滲透帶。在凝膠調(diào)剖劑中加入橡膠粉及無機增強劑,對大孔道及高滲透層起到填充、壓實作用,填充的橡膠粉是一種柔性顆粒,具有高壓變形作用,能進入微小通道,形成封堵作用,剛?cè)嵯嘟Y(jié)合的填充顆粒能有效增加堵劑封堵強度,該調(diào)剖劑具有封堵強度高,耐溫性等特點。3.2.2改善儲層及層壓地下聚合堵劑主要由聚丙烯酰胺和陰陽離子丙烯酰胺雙單體及雙丙烯酰胺引發(fā)劑(偶氮鹽等)氧化劑等組成,該體系在地層溫度下發(fā)生聚合和交聯(lián)作用,生成高粘聚合物,形成半固態(tài)凍膠體,顯著增加堵劑與地層的吸附特性,增加堵劑的封堵強度,有效封堵高滲透吸水層或出水層,聚丙烯酰胺主要是增加體系粘度,防止擠注過程形成指進現(xiàn)象以及防止被地層水或頂替水稀釋,氧化劑主要是防止地層水高價金屬離子及雜質(zhì)對體系的阻聚作用。聚合反應在地下進行,消除了聚合物粘度大,易降解等弱點,聚合反應后粘度隨單體濃度和交聯(lián)度而異,可在幾萬至200萬mPa.s范圍內(nèi)調(diào)整。因其聚合前,自身粘度低,為防止頂替液對其稀釋降低強度和頂替時形成指進現(xiàn)象,添加高分子量PAM增加體系粘度,同時還可實現(xiàn)低溫聚合及縮短聚合時間,提高其封堵效果。4室內(nèi)性能評價4.1有機凝膠的評價4.1.1所有凝膠成分都對膠體的影響在其它條件固定,分別改變聚合物、甲醛和酚的濃度,觀察堵劑的成膠時間,并用落球法對膠體強度做了簡單的對比測試,結(jié)果見表1。4.1.2亞硫酸鈉添加量對橡膠形成時間的影響亞硫酸鈉等引發(fā)劑可實現(xiàn)低溫成膠,濃度在0.02%~0.04%即可實現(xiàn)凝膠堵劑在低溫條件下迅速成膠,結(jié)果見表2。4.1.3ph值對成膠時間的影響在確定了凝膠中各成分的濃度范圍后并保持不變前提下,改變堵劑的pH值,則成膠時間發(fā)生變化:隨著pH值的升高,成膠時間延長,當pH值達到10以上時,堵劑很難成膠。在現(xiàn)場施工可根據(jù)具體需要,可以利用調(diào)節(jié)pH值的方法來調(diào)節(jié)堵劑的成膠時間,結(jié)果見圖1。4.1.4溫度對密合劑強度的影響超過90℃后凝膠強度下降較快,在2000m井深處地層溫度(約75℃)對凝膠的強度無影響。結(jié)果見圖2。4.1.5巖心孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表3可以看出,平均阻力系數(shù)約為15.5,從該阻力系數(shù)看,堵劑在成膠前具有較好的泵送性和在巖心孔隙中的滯留能力,在施工過程中能有效地進入大孔道和在大孔道中滯留成膠。.4.1.6封堵能力較好,破壓力大進行巖心封堵實驗及耐沖刷實驗,從結(jié)果數(shù)據(jù)見表4可以看出,該堵劑具有較好的封堵能力,封堵率達到95%以上,突破壓力較高,達到8MPa/m以上。經(jīng)過30PV注入水沖刷時,其封堵率都保持在90%以上,這說明該調(diào)剖劑具有良好的耐沖刷性,即封堵劑的有效期較長。4.1.7凝膠強度及巖心恢復值(1)密度:1.00~1.05g/cm3;(3)凝膠強度:≥2×104mPa·s;(5)巖心恢復值(50℃):≥15%;(6)使用溫度:40~120℃。4.2地下一體化冷凍凝膠的評價4.2.1pam的增加會影響粘合劑形成時間PAM作為主劑,考察其對成膠時間的影響,結(jié)果見表5。4.2.2巖心密封試驗從實驗數(shù)據(jù)表可以看出,該堵劑具有較好的封堵能力,封堵率達到95%以上,突破壓力較高,達到9.9MPa/m以上,結(jié)果詳見表6。4.2.3地下一體化固結(jié)技術(shù)指導思想(2)成膠時間在1~12h可調(diào);(3)膠體粘度(50~200)×104mPa·s;5現(xiàn)場應用5.1儲層及井內(nèi)油(1)油井出水層位清楚,有找水測試資料,主要用于因個別層位受到注入水竄導致油井高含水的稀油油井;(2)儲層具有一定產(chǎn)能,油井剩余油分布潛力大,具備挖潛價值;(3)油井出砂嚴重,機械堵水受到限制;(4)要求封堵層位以上套管完好,可下入封隔器施工,封堵井段以下油管可通過,保證措施后對封堵目的層進行沖洗。5.2填砂保護化堵上井段井段(1)施工過程中要配合封隔器化堵下部井段,填砂保護化堵上部井段。作業(yè)精度要求±0.5m,現(xiàn)場需要校深。(2)施工最后頂水量精確,保證施工安全和封堵效果。5.3a.2試驗結(jié)果2010年至目前,稀油化學堵水共實施22井次(其中有效期結(jié)束4井次),措施增油7101t,降水67384t。平均單井增油338t,降水3209t,封堵效果明顯。(1)措施后產(chǎn)油增加措施前平均單井日產(chǎn)油0.6t/d,措施后平均日產(chǎn)油增加到1.8t/d,目前日產(chǎn)能為2.0t/d。(2)堵水有效期較長曙3-06-08井2010年1月2日實施化堵,222天后測試顯示封堵層位(14-17#層)產(chǎn)液量仍得到明顯控制,充分說明措施有效期較長。(3)措施后產(chǎn)液明顯下降措施前平均單井日產(chǎn)液25.9t/d,措施后平均日產(chǎn)液下降到13.0t/d,目前日產(chǎn)液為13.7t/d。(4)階段綜合含水下降措施前平均含水為97%,措施后階段含水為84%,對比下降13%。(5)措施前后動液面下降措施前