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安塞油田侯市区注水井措施效果

(2019-08-01 11:33:53)
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注水井

安塞油田侯市区注水井措施效果
1、地质特征及开发状况
1.1油田地质特征
1.1.1、区域构造与沉积类型
侯市区是安塞油田六个主力区块之一,主要产层属三叠系延长组,是以内陆淡水湖泊河控三角洲为主的沉积体系。区域构造为倾角不足1的大型西倾单斜,局部发育有差异压实鼻状隆起,含油层系为延长组长6、长4 5、长3、长2。
1.1.2、岩石矿物特征
主力油层长6由三角洲前缘相沉积的细、粉砂岩组成,其间夹有钙质砂岩和泥质隔层,其储层岩石矿物主要组成:长石49.851%、石英20.122.2%、岩屑类8.615.0%、泥质含量14.78%;其储层胶结物主要构成;绿泥石5.28%、铁白云石0.01%、方解石0.14%、其它9.35%。
1.1.3、储层孔渗特征
侯市区储层以原生粒间孔为主,孔径小,喉道细微。主力油层长6平均喉道半径0.43um,分选系数2.3,大于0.81 um喉道连通的孔隙体积占22%;小于0. 1 um喉道连通的孔隙体积占40%;因此安塞油田储层容易被堵塞,堵塞后对油井产液和注水井的吸水能力影响很大,其油层物性参数如下:
油层有效厚度:15.6m;有效孔隙度:13.20%;油层平均渗透率:   2.56*10-3um2 ;原始含油饱和度: 56.0%,原始地层压力9.6Mpa;地饱压差:3.37 Mpa;油层温度45.2°C。
1.1.4、矿物敏感性
长6储层的矿物敏感性主要表现为中强酸敏和弱水敏。酸敏矿物主要为绿泥石(55.28),浊沸石(2.56%)及方解石(1.04%)等,占敏感总量的81%,遇盐酸、氢氟酸生成氢氧化铁、偏硅酸胶沉淀。室内注0.5-6PV盐酸后,地层水渗透率平均下降58.4%,正因为如此,酸化增产增注技术在较长一段时间内没能在安塞油田得到应用;水敏矿物相对较少,伊-蒙混合含量一般小于1%,油层部位小于0.5%,室内水敏流动实验,部分岩芯有水敏反应,临界速度下渗透率下降17.7%。
1.2、开发状况及动态特征
1.2.1、开发状况
侯市区共探明地质储量为3857*104 吨,从92年投产开发,经过10年的产能建设,截止2001年低共动用含油面积41.7Km2,动用地质储量2432*104,有采油井354口,计划开井312口,日产液水平936m3,日产油水平507t,平均单井日产水平为1.6t,综合含水34.3%,属中含水期,历年累积产油165.0138万吨,采油速度0.82%,采出程度7.07%。有注水井114口,开井95口,日注水平1900m3,单井日注21m3,累积注采比1.63。(见侯市区注采曲线)
1.2.2、动态特征
一、层间矛盾突出,部分水井非主力层吸水状况好于主力层
由于储层物性不同,油层改造程度不一致,导致吸水差异大。根据同位素测吸水剖面,发现有52口井下部非主力层长612或长62吸水厚度大,而上部长611-2长611-3吸水差;
二、地层能量得到补充,油井见效面积扩大
通过近10年的注水开发,油层压力和油见效程度不断提高,目前压力保持水平达110%。老井递减减慢,单井产能提高。
三、区块含水上升快,控水稳油难度大
东部边部由于岩性致密,非均质性较强,物性较差,水驱指进现象严重,造成油井产液量低,含水高,西北部高含水油井,见水呈多个方向,控水稳油难度大。
四、随着注水时间的延长和油井含水的上升,油层导流能力降低受物性条件制约,随着开发时间延长,油层堵塞特征越来越明显,水井表现为注水压力上升,达不到配注要求;油井表现为日产液油水平下降,含水上升。
2、措施类型及效果分析
安塞油田注水井初期投注大都采用小型水力压裂,在小部分水井采用采用高能弹深穿透射孔,挤活性水投注和普通弹射孔爆燃压裂投注方式,但从所测吸水剖面资料分析看,不压裂投注井吸水状况好于压裂投注井,表现为不压裂投注井主力层吸水比大于压裂投注井主力层吸水比。从95年以后投注普遍采用高能弹深穿透射孔,挤活性水投注。爆燃压裂及小型水力压裂主要用于注水井增注。侯市区注水井措施主要分为油层调剖及增注。油层调剖主要针对油层段吸水不均或部分层段呈尖峰状吸水所采取堵水措施,分为机械调剖和化学调剖;增注主要针对注水层位地层堵塞,造成注水压力过高,达不到配注要求所采取增注措施,措施包括:高能气体压裂、小型水力压裂、酸化增注。
2.1、分隔注效果分析(机械调剖)
2.1.1、侯市区油水井从投产以来层间矛盾表现突出,从历年吸水剖面反映出大部分水井主力油层不吸水或吸水差,而非主力油层吸水好,从而使油井主力油层受效低或根本不受效,地层能量补充缓慢或逐渐下降,油井稳产难度加大。为此从95年开始至今陆续对52口井实施了分、隔注措施,其中分注18口,隔注34口,对隔注井措施后注水压力较措施前注水压力上升上升,反映隔注成功。分注井可以从地面通过井口压力变化判断封隔器是否座封完好。侯市区的分隔注是以油套分注方式为主,油套分注工艺主要是针对层间吸水程度大、夹层在2m以上、仅注单层或两层的注水井、利用Y341-114水力压缩式封隔器进行分隔注,从而达到分层或轮换注水的目的。
主要井下工具:封隔器、单流阀和滑套开关。
主要施工工序:提管柱、通井后下分隔注管柱,然后用水泥车升压并稳压座封,待确认坐封好后,从井口投钢球,再用水泥车憋压打开滑套。
通过实施分隔注后从而改善了主力层的吸水状况,提高了油层纵向波及体积,使水驱储量动用程度得到提高。侯市区南部92产建区长611-2层吸水厚度由措施前的9.2m上升到目前的12.1m,而对应油井不同程度的见到了效果,早期采取分隔注措施的92产建区是油井受效时间最早、井数最多的产建区块。如候18-8井组,该井组平均日产油水平由措施前的2.45t上升到了措施后的3.01t,综合含水由措施前的17.5%下降到措施后的15.6%,动液面由措施前的955m上升到措施后的896m,见效周期5个月,效果较好。通过分隔注措施,解决了层间矛盾达到了主力层受效的目的。
但由于隔注井无法验封,无法掌握封隔器的失效时间,因此一些井封隔器失效后不能及时更换,导致这部分注水井无效注水,一段时间后反映到油井上为液面下降、产量下降,如候18-8井,该井就是隔注后初期见效,日产油水平由1.14t上升到2.32t,液面由1228m上升到1030m;后来产量及液面下降,日产油由1.73t下降到0.98t,液面由1087m下降到1205m。2001年8月开始针对这种情况对侯市区的20口封隔器座封时间长的隔注井进行了打桥塞措施,目前已有8个井组受效,日产油水平由措施前的2.11t上升到措施后的2.46t,综合含水由措施前的32.3%下降到措施后的27.0%,动液面由措施前的1195m上升到措施后的1149m。
2. 2、化学堵水
化学堵水目的是对注水井隔层小、夹层在1.0m以内无法机械方式分隔注、吸水不均匀的井进行措施,这种措施安塞油田其它区块已应用,侯市区目前没有实施,这里只简单介绍其工作原理:向油层注入由隔离液隔开的两种可反应的液体,注入时随着两种液体向外推移,隔离液将越来越薄,当隔离液薄到一定程度,它将不起作用,两种液体相遇并发生反应,产生封堵地层的物质。
2.3、注水井增注技术
一、油层堵塞机理分析
安塞油田为特低渗透油田,相对高渗油田油层更易堵塞,具体原因主要表现为以下几个方面:
1:前期作业造成危害
油气田开发是一个系统过程,从钻井开始,要经过完井、射孔、压裂试油以及后期的措施作业等,正是由于这些作业,使一些固相颗粒和残渣物被挤入油层或者在岩石表面形成泥饼而形成堵塞,对于平均喉道半径只有0,43um的长6油层更易堵塞,同时在各种作业中所用的工作液及化学药品挤入油层后,形成水锁、乳化、润湿反转等堵塞地层。表现为侯22-8、侯22-6投注初期油管压力分别为8.9mpa、8.7mpa,采用水力压裂后注水正常至今,目前侯22-8、侯22-6油管压力分别为7.5mpa、7.1mpa。
2:外界带入的固相颗粒形成堵塞
外界带入的固相颗粒除在钻井、完井、试油压裂等作业带入外,在后期生产过程中也易带入,如修井、措施、洗井,另外注入水或注水系统及注水管柱的腐蚀产物,此种类型是注水井堵塞的最主要原因,随着油田污水回注规模的扩大,固相颗粒的堵塞在污水回注井将更加严重,由于注水井长期处于高压下,相比油井更易在油层深部形成堵塞。
3:由于温度、压力变化而形成的无机垢
安塞油田地层水为CaCL2水型,含有大量的Ca2 、少量的Ba2 等成垢离子,同时还含有一定的HCO3-,注入水主要采用洛河层水,为NaHCO3、Na2SO4型,含有一定的SO42-CO3-和HCO3-,尽管在注水井中加有防垢剂,但或多或少还存在一些成垢离子,产生Ca CO3、Ca SO4沉淀堵塞地层。在温度、压力发生变化的情况下,地层中的Ca(HCO32也会分解形成Ca CO3垢堵塞地层,从历年水井修井提出管柱可以看出油管存在结垢现象。
4:细菌及其代谢产物对油层造成堵塞
一般来说细菌来源于两个方面:地层中原有和外来液体带入。安塞地层中主要有两 种细菌:硫酸盐还原菌和铁细菌,硫酸盐还原菌为厌氧菌,而铁细菌为好氧菌。其堵塞地层主要有两种情况:
(1)、细菌自身大量繁殖,形成菌络堵塞地层;
(2)、细菌代谢产生的粘液堵塞地层,另外产生的CO2、H2S、S2-等能引起FeS、Ca CO3等无机沉淀物的形成,铁细菌氧化还能形成Fe(OH)3沉淀,这些沉淀物也造成了对地层的堵塞 。
二、高能气体压裂
高能气体压裂从92年开始在注水井应用,通过测吸水剖面对比发现与常规水力压裂井相比吸水厚度提高了20%,97年开始在挤活性水投注的注水堵塞井采用,主要是是对堵塞不太严重、注水压力不太高的注水井实施的较小规模的增注措施。1997年6月在侯市区注水井上开始实施,见下图:
              
 本措施的目的是针对注不进或注不够的井,以解除近井地带污染,改善地层渗透性,达到注水井增注的目的。其原理是将固休火药通过油管传送到目的层,点火后,在几毫秒内迅速爆燃,产生高温高压气体作用于油层,产生多条随机的径向微裂缝,缝长2~8m,穿透近井地带堵塞段。
高能气体压裂的工序是;提原管柱、通井、通管规通油管、冲砂洗井,然后下爆燃钻:将弹体下入目的层段,坐好井口,做好防喷、防冲措施后向油管投撞击筒引爆,然后起爆燃钻,冲砂洗井后下注水管柱。
侯市区历年累计实施高能气体压裂水井15口,有效15口,措施有效率100%,其中截止目前仍有效2口8-28、8-18,表现爆燃压裂后效果较好,都能正常注水,但其它注水井措施后注水压力上升较快,例如侯24-7先后进行过2次爆燃压裂,但措施后注水压力上升较快,其有效期分别为160天、140天,该井于98年8月进行1次爆燃压裂,注水压力8.3mpa下降7.8 mpa,注水正常,但至99年3月注水压力上升至9.0 mpa,注不进水,进行2次爆燃压裂,注水压力下降至8.0 mpa,注水正常,至99年9月压力上升至8.8 mpa,注不进水,于99年10月进行水力压裂,压力下降至7.2 mpa,至目前注水正常。
分析气体压裂有效期较短的原因是气体压裂仅通过投产时的射孔孔眼进入地层,能量在套管壁上损失较大,压裂后形成缝长仅2~8m,不能解决注水井深部油层堵塞,导致措施后大部分水井注水压力上升块,有效期较短,,说明高能气体压裂只适用于近井地带污染不严重的井效果好。
三、小型水力压裂
侯市区部分注水井在投注初期由于注水压力高,水井注不够或注不进,大都采用小型水力压裂,如侯4-28、侯8-22、侯14-14、侯22-8、侯8-30、侯22-6在投注初期由于注水压力高,造成注不够或注不进,都采取了小型小型水力压裂,以后主要针对爆燃压裂增注效果差以及经过多次爆燃压裂增注后仍无效的注水井上,经过小型水力压裂后增大缝长,提高注水井吸水能力,截止目前共进行了10口水力压裂 ,见下图:
注水井多次爆燃压裂后成功率较低,主要原因是爆燃瞬间形成的高压差将爆燃产生的细小颗粒带入注水层位,从而造成了对注水层位的二次伤害,且在注水压力的驱动下,在油层较深部形成堵塞,爆燃压裂无法形成较长裂缝深。为防止水力压裂后油层尖峰状吸水加快对应油井水淹,在施工参数上它以小砂量(7 m^3以下)、低砂比(10へ15%)、低排量(1.1へ1.5 m^3/min)为原则,将具有一定粘度的压裂液注入地层,当井筒压力大于油层破压(多数井在20へ30Mpa范围)时,油层就会形成一条或多条水平的或垂直的裂缝,使之沉淀在裂缝中支撑已形成的裂缝,从而达到改造油层的连通性,改善注水井吸水状况。
水力压裂工序:起原管柱通井、冲砂洗井后下压裂钻:水力锚、上、下封(K344-115封隔器)—喷砂器—球座,然后备压裂用液,采用700型压裂车组,用Ф0.5へ0.8mm兰洲石英砂作为压裂砂,启泵压裂,压完后关井停半小时,放压后大排量洗井,探砂面、冲砂,试注。
截止2001年底共实施了水力压裂10井次,有效10井次。对应
各井有效期不一,最短210天,水力压裂效果普遍好于爆燃压裂。下面对典型井8-26作一分析。
从上图可以看出,该井98年11月因为注水压力高达8.5mpa,注不进水,12月采取爆燃压裂后注水压力下降至7.0 mpa,注水正常 ,于99年6月注水压力上升至8.9 mpa,注不够水,于12月2次采取爆燃压裂,措施后仍注不进水,于2000年6月份又一次采取爆燃压裂,措施后仍注不进水,于7月进行水力压裂,注水压力从9.0 mpa下降7.3 mpa,至目前注水压力仍为7.3 mpa,效果较好,解决了该井长期注水不正常问题。
四、酸化解堵增注
水力压裂虽能降低注水压力,解除油层堵塞,但由于压裂后容易造成注水层位吸水不均,安塞油田储层孔隙充填的粘土矿物中含有大量的绿泥石、浊沸石和方解石等酸敏矿物,采用常规土酸酸化又易形成二次污染,经过多次室内实验,以及在油井采用酸化技术取得的显著成效,为此于2001年在侯4-28注水井上采用了多元复合酸酸化增注技术。
多元复合酸构成的酸液体系能有效针对地层中存在的各种有机和无机堵塞,且能有效处理地层。其主要成份低伤害酸由多元有机酸、胶束互溶剂、缓蚀剂、稳定剂、络合剂、防渣齐、高效助排剂及其它辅助剂组成,基于化学动力学二级反应中一级反应速度慢的特点,低伤害酸进入油层后缓慢释放H ,维持体系PH值在2.0以下,相比土酸反应时间可延长10h以上,这样能有效防止氢氟酸酸化速度快,处理半径小,溶蚀形成沉淀对地层二次伤害,胶束互溶剂及其它表面活性剂,能有效解除胶质、沥青质、蜡质等有机物的堵塞;防酸渣剂能很好地溶解地酸化形成的残渣。多元复合酸另一种主要成份解LY-1堵剂是以氧化剂、助氧化剂和稳定剂组成, 氧化剂CLO2的强氧化性可解除钻井、压裂后未完全破胶而残留在地层中植物胶残渣堵塞、硫化亚铁等硫化物的堵塞,使大分子有机物、铁细菌和硫酸盐还原菌的代谢产物断链降解为小分子有机物或无机物,使硫化物氧化为可溶解于水的硫酸盐。二氧化氯氧化硫化亚铁的反应式如下:
5FeS 9CLO2 2H2O=5Fe2 5SO42- 9CL- 4H
酸化增注工序:1、起原管柱通井,冲砂洗井后下酸化钻具:球座 K344-114封隔器 短节 定压阀 油管若干根 K344-114封隔器 油管;2、正替预处理液;3、正替缓速解堵液,投球座封,正挤缓速酸;4、分3个交替挤氧化剂生成液,然后挤后置液;5、起钻具,下注水管柱注水。
多元复合酸酸化工序4采取了交替挤入的方式,通过低伤害酸进入油层后缓慢释放H ,保证在酸化过程中始终保持强酸性环境,尽可能远地发挥酸的溶蚀作用和LY-1解堵剂的强氧化性。
下面对侯4-28历年注水措施效果加以对比分析:
   
侯4-28于96年12月因注水压力高进行水力压裂,压裂后注水压力由9.0 mpa下降至7.8 mpa,注水正常,于97年3月测吸水剖面油层下部呈尖峰状吸水,97年6月注水压力上升至9.0 mpa,注不进水,97年7月采取爆燃压裂 ,注水压力下降至8.0 mpa,至98年6月注水压力上升至8.8 mpa,注不进水,8月份第2次爆燃压裂, 注水压力下降至7.6mpa,注水正常,至99年5月注水压力上升至8.7mpa,6月份第3次爆燃压裂, 注水压力下降至7.4mpa,注水正常,至2001年8月份注水压力上升至8.8mpa,9月份进行酸化解堵后,压力下降至7.3 mpa,至目前仍有效,注水压力为7.3 mpa,效果较好。
结论与建议
1、侯市区现采用的水井分隔注技术效果较好,对加强主力油层注水,提高地层能量,保持油田长期稳产起到关健作用。
2、高能气体压裂技术从最初使用到目前一定程度上解决注水井注不够或注不进,应用效果较好,但随注水时间的延长,油层深部堵塞越来越明显以及受区块物性条件限制和部分井多次使用后有效率降低。
3、对多次使用高能气体压裂后效果差的注水井,宜采用小型水力压裂,为防止压裂后注水层位吸水不均,应采用“小砂量、低砂比”压裂 ,多次措施仍无效的井可尝试适当加大压裂规模。
4、酸化增注采用多元复合酸构成的酸液体系能有效处理地层中存在的各种有机和无机堵,且能有效处理地层,在侯市区4-28井实施效果很好,对多次进行过增注措施无效或有效期短水井可进行实施。

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