降压增注专题汇报

提高降压增注效果、改善水井吸水剖面 降压增注技术探讨 采油三厂工艺研究所 一、前言 二 、 高压欠注井现状及污染分析 三 、 降压增注工艺技术应用情况 四 、 降压增注工艺中存在的问题 五 、 水井降压增注技术下步打算 目 录 一、前 言 文 、 卫 、 马油田具有水敏 、 速敏等特性 ， 油层极易受到不配伍的外界流体的伤害 ， 导致注水量下降 、 注水压力升高 ， 吸水厚度逐渐减少； 部分油藏渗透率低 、 渗流阻力大 ， 区块整体低渗 启动压力高 ， 注水压力上升快 ， 甚至出现注不进水的现象 。 统计 近 年高压注水井 及 吸水剖面情况 ，同 1999年比高压注水井数增加了 5口井 ， 但日欠注水量增加了 224 m3/d。 不吸水层厚度仍占总射开油层厚度的 45%以上 ,吸水剖面仍需进一步改善 。 一、前 言 表 1 近年高压注水井情况统计表 年份 井数 口 泵压 压 压 井配注 m3/d 单井实注 m3/d 日欠注 m3/d 1999 111 000 107 001 105 002 103 003 93 004 116 开油层 不吸水 相对吸水 1 - 10% 10 - 30% 30% 小计 年份 井数 层数 厚度 层数 厚度 百分比 层数 厚度 层数 厚度 层数 厚度 层数 厚度 百分比 1999 108 1851 4 0 1 4 . 0 1265 342 173 4 7 6 . 3 71 586 2000 122 2222 5 1 5 8 . 1 1479 467 150 3 7 6 . 9 62 743 2001 89 1296 2 8 7 2 . 5 844 256 149 3 5 9 . 6 43 452 40% 2002 148 2263 4 9 6 7 . 2 1522 423 245 6 1 5 . 3 73 121 741 2003 134 2223 4 9 2 4 . 7 1387 555 220 5 4 8 . 8 61 107 836 2154. 9 2004 146 2324 5 0 6 8 . 8 1429 617 229 5 9 0 . 5 49 82 895 表 2 近年吸水剖面统计表 一、前 言 (一 )、 高压欠注井现状 二、高压欠注井现状及污染因素分析 (二 )、 注水井高压原因分析 注水压力 井数 口 占高压井 百分比 占水井百分比 泵压压 压井日配注 m3/d 单井实注 m3/d 日欠注 m3/d 189 55 302 计 116 004年高压水井分类统计表 （一）、高压欠注井现状 油田 统计井数 单井 注水压力 单井 日注水量 渗透率 10隙度 % 文明寨 83口 800城 125口 2 寨 39口 0 60 20 平均 1.9 层渗透性与注水压力的关系 (二 )、注水井高压原因分析 1、 油藏的渗透性是决定注水压力高低的主要因素 (二 )注水井高压原因分析 钻井泥浆对地层浸泡时间一般在 10 （ 2） 钻井泥浆、固井水泥浆对油层的伤害 2、 钻井液对油层造成的伤害是注水压力升高的先天性因素 （ 1） 含油带的压力系数低 含油带压力系数 浆比重 平衡钻井 泥浆易漏失到 地 层 不稳定试井资料 显示 泥浆浸入半径可达 2 (二 )注水井高压原因分析 注入污水矿化度低于地层水，粘土矿物在注入水条件下极易膨胀、分散和运移。 卫城 、 马寨油田的临界流速一般在 ， 尤其对卫城粘土含量较高的低渗油层来说 ， 粘土微粒的流动使油层渗透率严重下降 。 3、粘土膨胀、运移造成的后期伤害是注水压力升高的关键因素 、 速敏影响 、水敏影响 (二 )注水井高压原因分析 油田 层位 碳酸盐 % 泥质 % 粘土 % 粘土矿物 % 高岭石 蒙脱石 伊利石 绿泥石 伊蒙混层 文明寨 沙二 5三 7 城 沙一 2二 50三 100四 150 寨 沙三 四 卫马油田储层胶结物及粘土含量统计表 (二 )注水井高压原因分析 3、粘土膨胀、运移造成的后期伤害是注水压力升高的关键因素 (二 )注水井高压原因分析 （ 1） 悬浮物影响 悬浮物 主要是 沉淀物 、 细菌 代谢物 及杂质 ,进入地层后堵塞喉道或在近井地带形成滤饼 ,使得地层吸水性变差。 （ 2） 油污影响 注入水中含有 的 油珠被捕集在井眼周围地层中，形成油块，从而降低油层的吸水能力 。 （ 3） 铁离子影响 水中二价或三价铁，易形成絮状沉淀 ， 堵塞地层喉道 。 4、 注水水质对油层造成伤害是注水压力升高的次要因素 (二 )注水井高压原因分析 4、 注水水质对油层造成伤害是注水压力升高的次要因素 （ 4） 细菌影响 细菌腐蚀产物，如腐生菌形成 粘液 ，堵塞地层。 （ 5） 污水处理剂影响 污水处理用 量 (二 )注水井高压原因分析 4、 注水水质对油层造成伤害是注水压力升高的次要因素 (二 )注水井高压原因分析 卫城 、马寨低渗油藏 的井经过一次或多次压裂，早期的压裂液性能差（甲叉基聚丙烯酰胺 、防膨、表面活性差 ）：一是与地层流体和粘土矿物反应，二是破胶或返排不彻底，导致地层受到长期伤害。 5、 压裂增产措施对油层造成伤害 (二 )注水井高压原因分析 从卫城低渗区块多元复合酸所酸化的水井看 ， 普遍具有如下特点： 、 油水井连通率只有 60%， 导致注水压力升高 。 、 对应油井一般是一对一 ， 少数二对一 。 、 油水井井距一般在 250 压力传导慢 ， 注水压力升高 。 、 配注偏高 ， 某些井日配注达 100m3/ 造成局部高压 。 6、 油水井连通性 、 井距 、 对应油井数和配注水量也是影响注水压力的不可忽视因素 (二 )注水井高压原因分析 大部分注水井长期不能正常洗井和检管周期长（ 2年以上），作业过程中将油管或套管壁上的垢或腐蚀产物带入油层，造成近井地带污染。 7、管理不到位、作业污染油层 （ 一 ） 、 化学类降压增注工艺 （ 二 ） 、 物理类降压增注工艺 三、降压增注工艺技术应用情况 （ 二 ） 、 增注工艺 技术评价 （一）、化学类降压增注工艺 1、 盐酸酸化增注 1995年以来 水井盐酸酸化 27口井，平均单井增注 2540 明寨和马寨效果较好 ,卫城效果较差。 平均有效期 d 160 80 盐酸酸化效果 70以上 有效率 % 明寨 马寨 卫城 （一）、化学类降压增注工艺 2、 土酸酸化增注 1984年以来： 常规土酸反应速度过快，侵蚀孔道无法向纵深延伸，一般小于 泥浆、粘土等引起的深部堵塞效果差。 工艺名称 应用井次 有效率 平均有效期 单井累增注 土酸酸化 85 145d 2730 足： （一）、化学类降压增注工艺 3、 有机酸酸化工艺 1997年以来 水井有机酸酸化 24口井，平均单井增注 1009 增注 24226 平均有效期 d 180 50 有机酸化效果 75 有效率 % 50 文明寨 马寨 卫城 文明寨和马寨效果较好 ,主要是解决调剖污染 ；卫城效果较差，主要是解决非调剖污染。 （一）、化学类降压增注工艺 4、 接力酸化 、 冲压酸化工艺 接力酸化 在文明寨实施 1口 （ 无效。 冲压酸化 在马寨油田实施 1口 井（ 注水压力下降 增注 25增注 3575效期 143d 酸化效果 （一）、化学类降压增注工艺 5、 多元复合酸酸化工艺 多元复合酸是由有机弱酸 、 多元无机弱酸 、 强酸及铁离子稳定剂 、 缓速溶剂等酸液添加剂组成的酸液体系 ， 针对卫城油田储层特点而 研制 。 截止 2004年底： 应用量 有效率 单井降压 单井日增注 有效期 单井累增注 累增注 165井次 92% 96d 421795805一）、化学类降压增注工艺 6、 缩膨降压增注工艺 缩膨降压增注技术是针对储层粘土矿物含量高 ，水敏易膨胀 、 运移 ， 常规酸化有效期短 ， 而研发的降压增注工艺 。 2001 应用量 单井降压 单井日增注 有效期 单井累增注 累增注 33口井 662d 30189594一）、化学类降压增注工艺 7、 复合酸深部酸化工艺 将多元复合酸酸化技术与自生气增注技术有机结合的工艺 ， 适合解除深部堵塞 ， 处理半径可达 2003年： 应用量 单井降压 单井日增注 有效期 单井累增注 累增注 4口井 75d 41396556一）、化学类降压增注工艺 8、 综合热解堵技术 综合热解堵剂中的强氧化剂及反应中释放出的热量 ， 将大分子有机物质有效降解为小分子化合物 ， 并能消除碳酸盐 、 硅酸盐及重烃对油层污染 、 堵塞 ， 实现 “ 降压 、 增注 ” 。 2003 单井降压 单井日增注 有效期 单井累增注 累增注 56d 39651720文、卫、马油田现场试验 8井次 （一）、化学类降压增注工艺 9、 转向增注技术 转向增注技术是向地层中注入转向剂，改变地层润湿性的一种增注工艺，在卫城实施 5口井，未见解堵增注效果。 （二）、物理类降压增注工艺 1、 水力压裂增注 19881井次 ， 措施后单井注水压力下降 日增注 单井累增注 累计增注 84423平均有效期 最长有效期 12个月 。 1988油田 区块 统计井数 口 措施前 措施后 单井累增注效期 增注 力 注 力 注 明寨 明 14 3 5 1 95 卫 城 卫 10 4 33 571 12 30285 卫 2、 22 4 9 3510 12 54043 平 均 二）、物理类降压增注工艺 2、 高压水射流解堵 振动式射流喷嘴产生的多股高压水流 ， 对炮眼产生强大脉冲压力 ， 清除炮眼堵塞 ， 并产生微裂缝 ， 达到增注目的 。 1996年： 试验 8口 井 文明寨 4口 ， 卫城 2口 ， 马寨 1口 。 工艺成功率 100%， 有效井 6口 ， 解堵有效率 75%。 累计增注 104均单井累增注 1864平均有效期 73d， 最长达 167d。 （二）、物理类降压增注工艺 3、 强磁高频震荡解堵 强磁高频震荡解堵技术是将注入水通过井下强磁高频震荡器，而达到增注目的。 未见增注效果 稳定注水的时间延长 马寨油田实施 3口井 （二）、物理类降压增注工艺 4、 水力振荡解堵 把水力振荡解堵器接在注水管柱下面，用水泥车定期注入高压水，从而产生高压脉冲水流，进行增注的一种工艺。 单井累增注 475 有一定的增注效果 卫城油田实施 2口井 （三）、增注工艺技术评价 14种工艺对比内容： 有效率、有效期、单井费用和增注每方水单位成本。 1、 化学类 降压增注工艺总体好于 物理类 降压增注工艺。 2、 效果、效益均较差： 接力酸酸化、冲压酸化、强磁高频震荡解堵、水力振荡和和转向增注 5种 3、 效果最好、效益最差： 水力压裂。 4、 效果、效益均较好： 多元复合酸、综合热解堵、复合酸深部酸化技术。 对比结果： （三）、增注工艺技术评价 序号 工艺名称 统计井数 口 有效率 % 有效期 d 单井费用 104元 单井增注 益 元 /注 1 多元复合酸 165 92 217 城效果较好 2 复合酸深部酸化 4 100 139 综合热解堵 8 965 盐酸 27 460 马效果较好 5 接力酸 1 100 575 效 ,难以对比 6 土酸 85 730 马效果较好 7 缩膨剂 33 018 有机酸 24 65 009 马效果较好 9 冲压酸 1 0 0 无效 ,难以对比 10 转向增注 5 0 0 无效 化学类增注工艺评价对比表 （三）、增注工艺技术评价 序号 工艺名称 统计井数 口 有效率 % 有效期 d 单井费用 104元 单井增注 益 元 /注 1 高压射流 8 75 864 明寨效果较好 2 水力振荡 2 100 75 一定效果 3 水力压裂 11 0 7058 定注水 4 强磁增注 3 0 0 果不明显 物理类增注工艺评价对比表 四、降压增注工艺中存在的问题 （一）、低效、无效井分析 1、 储层物性差 、 酸化对储层改造力度小 统计 2000 11口井酸化过程中压力下降不明显 ， 酸化处理半径也较大 ， 达到 这类井有一共同特点：储层物性差 ， 渗透率 1010孔隙度在 8 （一）、低效、无效井分析 卫 10003年 8月 28日酸化 ,泵入多元复合酸体系 56理半径达 施工过程中最高压力 30最低27压力下降小 ， 没有明显的解堵作用 ， 酸化后无效 。 14 井施工压力曲线26283032340 时间, ）、低效、无效井分析 2、 处理半径小 、 解堵增注效果差 分析 2000现 4井次酸化处理半径小，仅有 压增注效果差 ,有效期短。 2000年以来多次进行酸化，有效期均较短，历次酸化处理半径及有效期情况见下图。 图 3 理半径, d（一）、低效、无效井分析 理半径近 2m，措施后注水压力由 30注水量由 增注 d，累增注 效期 183天。 W 9 5 - 3 1 井注水曲线030609012003333333333m3/压（一）、低效、无效井分析 云 3块近年酸化井初期效果较好，但有效期短，分析原因为 地层配伍性差，粘土颗粒膨胀运移，二次污染造成增注效果差，有效期短。 3、水质影响 2002 云 3块酸化 5井次，分别为云 3井（ 2井次）、云 32井次）、云 3现初期效果较好，平均有效期只有 103天，单井累增注 1072 （一）、低效、无效井分析 2003年 1月 17日酸化前油压 33注水 42化后油压 注水 52增注 721 效期仅 76天。 云 3井 02040608010002223333333注水量云 3井注水曲线 （一）、低效、无效井分析 2004年有两口酸化井出砂 ,酸化中压力下降 5降明显，但由于出砂降压增注效果不明显。 4、部分水井出砂，降低了酸化效果 明 164井： 酸化二下 1时压力由 20工压力变化异常 ,起出酸化管柱发现偏 2段滑套开关内有 2井作业完井后座封不合格，洗井返不出。无法正常测试 ,现反注酸化层 30m3/现套压 5井配注 90m3/d）。 （一）、低效、无效井分析 5、部分井射孔完善程度低，加上后期污染，无法酸化 2003 6口井酸化 射孔完善程度低 炮