文南油田降压增注工艺研究

内部资料注意保管文南油田降压增注工艺研究工艺研究所油化室2014年12月20日文南油田降压增注工艺研究编写人：李玉娜主要参加人：宁顺康张广胜伍德旺李玉娜王猛刘锋舒俊峰袁伟红徐建华严秀花审核：审定：目录一、项目概况二、取得的主要研究成果及创新三、现场应用效果评价四、结论与认识1一项目概况文南油田属于高温、高压、低渗透、复杂断块油气藏。注水井启动压力高，储层连通程度差，小断层较多，油水井连通率差，注水开发比较困难。统计2014年文南油田开井注水井249井次，平均注水压力32.6MPa，其中注水压力35MPa以上的注水井122口，最高注水压力42MPa，随着油田的深入开发，主力层水淹严重，注水逐渐转向难动用的二、三类储层或者一类储层的二类相带，由于储层物性差、井下措施频繁，钻井和修井过程中采用高比重钻井液和压井液，使得污染情况日趋复杂，造成注水压力逐渐升高，单井日注水量下降，注水状况逐年变差，导致见效困难，见效井减少，控制自然递减的难度加大。为了恢复地层能量，解决注水井欠注问题，我们立足油藏，在对各种污染类型重新认识和室内系列试验的基础上，强化措施前期论证工作，认真查阅地质资料、井史及注水状况，认真分析确定欠注井主要污染类型，同时运用压降测试资料指导选井，形成了适用于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、砂岩缓速酸、高效活性增注等系列增注工艺，并引进了有机复合酸、纳米乳液降压驱油技术、潜在生成酸增注新技术，在现场应用后取得了较好的措施效果，解决了文南油田高压低渗区块水井增注难题，提高了水驱动用程度。二取得的主要技术创新成果一目前注水状况调查与研究1全面开展水质监测，严格把关注入水质量22014年对全厂注入水水质监测共监测站外129个井站次、站内注水泵出口20个点次，分析了污水站站内注水泵进口水质、注水站来水干线水质、井口过滤器进出口水质、注水井井口水质，录取数据1092组。站内综合达标率为100%，站外综合达标率为90%，站内外综合达标率95%。从检测结果来看，污水站内各处理环节的设施能满足各节点的水质处理的需要。①PH:各注水干线中点站、端点站、井口PH值平稳，没有大波动，维持在7.3—7.6之间。②悬浮固体、含铁：各注水干线的悬浮固体和含铁变化都较大，影响因素较多。北二线、北三线属正常变化，由中点到端点逐渐升高；北一、东一、东二、南二、南一四条线有可能是安装了井口过滤器，水质近端点有所好转，也可能是受到干线中点平时不取样、首次取样干扰因素较大的影响。③含油量:各注水干线中点站、端点站、井口含油量平稳，切远低于标准值，控制很好。④细菌含量：无论SRB、还是TGB，皆控制较好，含量都较低，也是2014年控制较好的一项水质指标。⑤腐蚀速率:单从现有的检测数据来看，东一线的腐蚀速率较高，因有一半数据还没有出来，难以下定论。⑥矿化度：各注水干线中点、端点、井口无明显变化。但是从站内产出水、注水泵、清水三点的矿化度可以看出：注入水矿化度与五年前相比升高了很多，目前与产出水矿化度接近，说明现在处理后注入的水基本都是产出水，几乎不掺清水。2注水启动压力高，分注井增多，注水困难3由于文南油田注水压力高、井深，造成目前基本靠简单的油套一级两段分注，不能从根本上解决层间矛盾，而只能起到限制高吸水层的作用，差层仍无法启动，而且有部分井因注水压力高而无法分注。如表1所示：目前文南油田注水井共计688口，其中开井数249口，分注井145口，占总开井数58.2%。注水压力大于35MPa的水井有122口，其中分注井有64口井，因压力太高而不能分注的井有12口。要改善文南油田注水开发状况,增加水驱储量,就必须大力开展注水井降压增注工作。文南油田正常注水井注水压力调查表（表1）3水驱动用程度差、稳产基础薄弱文南油田受复杂地质特征的影响，目前水驱控制储量4229.9×104t，水驱控制程度50%；水驱动用储量2902.5×104t，水驱动用程度34.3%。文南油田动用状况较好的一类主力层水驱动用较好，但目前已大面积水淹。而储层物性较差的二类层，目前能够进行注水动用的只有文33块沙二下、文95块、文85块；文79断块区、文72断块区的其它区块二类层地质储量，基本不能水驱动用。文南油田地质储量可水驱动用状况分类表（表2）项目小计可水驱动用层间矛盾不可水驱动用地质条件不可动用备注注水压力合计小于30MPa30-35MPa大于35MPa开井数5671122249合注井323258104分注井2439641454地质储量(104t)水驱动用程度（％）地质储量(104t)小计构造复杂特低渗透黑油砂体特殊油藏文南试采(特殊板块)一类层3101310175.4二类层可动用只有文33块S2下、文95块、文85块二类层196791235.11055三类层339458728075626122351139259小计8462401333.41642280756261223511392594注水井吸水厚度百分数小，吸水剖面严重不均统计2014年所测249口正常注水井井吸水剖面资料，射开10309m/5122n,吸水4381.3m/1782n，吸水厚度百分数42.5%，吸水层数百分数34.8%，吸水厚度大于15m3/d·m的层1082.4m/506n，厚度百分数不足11%，而吸水量却占69.6%，可见层间非均质性现象严重，吸水过于集中。调查研究表明：随着油田开发的不断深入，虽然水质不断提高且达标稳定，但因其注水开发中水质不稳定、井下措施频繁，且在钻井和修井过程中采用高比重钻井液和压井液等原因，对油层都有不同程度的污染和伤害，使得污染情况也日趋复杂，注水压力增长也较快，加之储层物性差，造成降压增注工作难度加大。如果没有进一步对井层构造的科学分析和认识，没有经济实用解决问题的技术手段，难以从根本上解决文南油田在注水开发中的高压增注问题。二注水井降压增注成熟工艺的应用2014年主要开展了以砂岩缓速酸降压增注为主导的工艺技术，在应用过程中改进完善酸液配方、施工及配套技术，并推广应用了5适用于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、高效活性增注工艺工艺。实施后，见到了良好的效果。2014年文南油田降压增注成熟工艺应用效果统计表（表3）工艺名称实施井次有效井次有效率%累增水m3平均单井增水m3平均单井日增水m3平均单井压降MPa砂岩缓速酸增注171588.2683914023234.7氧化深穿透增注9888.9415284614295.5高效活性增注工艺55100266255325504.3合计312890.31365444404344.81砂岩缓速酸增注工艺砂岩缓速酸的主体为含氟络合物体系，在水中仅能解离出微弱的活性HF，当与地层硅质接触反应时，随着HF的消耗，系统平衡体系被破坏，体系不断解离出新的HF，直至消耗殆尽。因此增注的处理半径得到提高，与常规土酸相比，处理半径可提高一倍以上，另外SYD水解释放HF后的成分为一种硅沉积阻止剂，可将反应产物保留在溶液中，反应后无二次沉淀生成，是应用的主导技术，适用于解除泥浆污染、注水过程中有机物、机械杂质、腐蚀产物造成的近井地带堵塞，以及储层润湿性浓度改变引起的毛管阻力伤害。对于地层物性和连通状况相对较好、渗透率在60×10-3μm2以上的水井都能取得显著的增注效果。由表3可看出，2014年共实施17井次，有效15井次，有效率88.2%，截止2014.12.20累增水量68391m3,平均单井增水量4023m3，平均单井压降4.7MPa，平均有效期146d，效果显著。典型井例：W43-8井位于文138块，2010.12.27转注，初期配6注80m3，日注80m3，后该井注水压力逐渐升高，出现欠注现象，分析认为该井长期注水，地面或井筒杂质及腐蚀产物在近井地带堵塞，导致高压欠注，确定采用砂岩缓速酸对该井实施降压增注措施，措施前注水压力33MPa，配40m3日注17m3，措施后注水压力24.5MPa，配70m3日注70m3，有效期209天，截止2014.12.20累计增水7377m3，对应油井W138-47见到该井的注水效果，日产油由最初的0.6吨升至1.9吨，累计增油80吨。2氧化深穿透增注工艺对于高分子聚合物钻井泥浆以及前期注水井水质细菌含量超标污染储层的水井，应用氧化深穿透增注工艺技术。该体系中的ClO2用于降解高分子聚合物，使聚合物分子链变短，从而解除高聚物堵塞；体系中缓速酸主要由无机酸、有机酸、缓速酸及其它酸液添加剂组成，用于地层中无机杂质及其它堵塞，达到综合解堵的目的。2014年共实施9井次，有效8井次，有效率88.9%，截止2014.12.20累增水41528m3,平均单井增水量4614m3，平均单井压降5.5MPa，平均有效期116天，效果显著。3高效活性增注酸化施工中，酸液与原油中的胶质、沥青质接触，会使稳定的胶态遭到破坏，产生酸渣聚结在地层近井地带降低其渗透率，因此对原油重质成分污染的井，采用活性液预处理技术，前置液中加入表面活性剂，他们吸附在油酸界面并作为一连续的保护层，降低油水界面张力，改变润湿性，降低挤注压力，解除重质成分污染。酸化过程中采用活性剂预处理地层。主要适用于新转注，射孔层直接注水的欠注井。2014年共实施5井次，有效5井次，有效率100%，累增水量26625m3，7平均单井累增水量5325m3，平均单井日增水量50m3，平均单井压降4.3Mpa，效果显著。典型井例：W138-2井，1994.12.24转注以来欠注较严重，注水压力37.5MPa，配80注25m3，达不到配注，2007年酸化后无效。分析认为该井2006-2007年两次压裂S2下1-2，存在作业污染，该井2014.1.9转注，考虑到该区块地下原油粘度大，同时存在重质油污染，采用高效活性增注工艺解除储层污染。2014.1.9酸化施工，投注后日配60注60m3，日注增加60m3，截止2014.12.20累增水量9944m3,效果显著。（二）注水井降压增注新技术的研究应用1纳米乳液增注驱油工艺注水压力高、驱油效率低是制约低渗油藏开发的两个关键因素，文南油田开发至中后期，如何有效提高水驱动用程度，显得非常重要。纳米乳液降压驱油体系是由粒径为1-100nm的阴离子+非离子+两性离子表面活性剂和助表面活性剂等复合而成，外观为透明液体，平均粒径为31.99nm。具有较好的抗温耐盐性能，适用于低渗透油藏降压驱油领域。图1纳米乳液粒径分布图纳米乳液通过离子吸附将岩石润湿性由亲水性、亲油性往中性8润湿方向改善，减弱水与岩石表面之间的物理化学作用，降低水的流动阻力，如下图所示原始岩心的接触角为31.7°，纳米乳液浸泡后岩心，接触角78.7°。图2纳米乳液处理后的岩心接触角对比该乳液体系具有较低的界面张力不但能降低毛细管阻力，还能将油膜从岩石表面剥离分散成小油滴形成并聚，避免了大的乳化油滴产生的贾敏效应，提高洗油驱油效率。如下图所示，不同膜剂处理石英对油流的影响。9图3不同膜剂处理石英对油流的影响2014年在文南油田特低渗区块文72块、文79块各试验1井次（W72-156、W79-44）。水井W72-156措施前注水压力37.8MPa，配30m3日注12m3，达不到配注，对应油井W72-469日产油1.2吨。为改善该井注入现状，决定采用纳米乳液对该井S2下2-4进行增注驱油措施，2014.6.7正替预处理液9m3，正挤复合有机酸15m3，活性水15m3，关井反应4小时，用60m3活性水大排量返排残酸，保证清除岩隙中的污垢，2014.6.9-8.13利用柱塞泵连续泵入0.1%浓度的纳米乳液2000m3。措施后平均日增注水量16方，对应油井平均日增油0.6吨，截止2014.12.20对应油井W72-469累计增油46吨。文79-44井2014.9.29实施纳米增注措施，措施实施较晚，效果待观察。10图4W72-156注采曲线图2、有机复合酸增注技术多元复合酸体系主要由有机酸和无机酸、强酸和弱酸、多元酸和一元酸与适量的添加剂组成。具体工艺上分：①预处理液：盐酸+缓蚀剂+活性剂