油化综合治理

注水井调驱 油田调驱技术是近几年来国内很多油田普遍应用的三采技术，在中原油田其它采油厂也得到了应用，已初见成效。该技术主要是通过注入调驱剂降低油、水流度比，提高层内波及体积，驱替剩余油，达到提高采收率的目的。归纳起来，目前中原油田应用的调驱技术有低度交联聚合物调驱和预交联颗粒凝胶调驱。 一、技术原理 低度交联聚合物调驱 ： 将聚合物、交联剂与添加剂注入地层，在地层形成弱凝胶（强度较低），一种呈现交联状态的凝胶体系。其选井原则及目前达到的技术性能指标如下： 选井原则 1、 注采井组连通性较好 ,注水井对应的油井数量多（ 2 2、 油层厚度较大（ 2 3、 井组油层渗透率大于 20层温度小于 110。 技术性能指标 1、 原始粘度低（常温下约为 有利于现场配制和注入。 2、 成胶粘度高，可达到 3、 耐矿化度为 150,000 。 4、 耐温性：在 30稳定期为一年。 5、 成胶时间可调： 3。 目前存在的问题：聚合物成胶条件苛刻，堵塞程度低，不适宜大孔道、特大孔道和裂缝油藏；交联体系在地层孔隙内长期运移（扩散、稀释、剪切、降解等），从而必然造成本来在地面成胶条件就较为苛刻 的交联体系在地下成胶情况变差，甚至造成部分体系无法交联。 预交联颗粒凝胶调驱技术： 该技术是将交联体系在地面交联形成凝胶，然后经造粒、烘干、粉碎、筛分等工艺过程制备成不同粒径的凝胶微粒，其在水中以分散的微粒存在，且具有一定体膨型。其目前达到的技术性能指标如下： 技术性能指标 、 粒径：可调，能够满足不同地层调驱的要求。 、 膨胀倍数： 30。 、 膨胀时间： 10 、 耐盐性：不受矿化度的影响，适合高盐油层。 、 耐温性： 130。 、 长期热稳定性： 120下稳定性超过一年。 该技术 较好地解决了低度交联聚合物调驱成胶条件难控制、适用范围窄（温度、矿化度等）、施工工艺复杂的弊端，但该体系在水中以分散相存在，较难进入地层中的微小孔隙，并在地层中运移也是以分散相向前推进，这就很难起到彻底的调驱和驱油的作用。 针对目前应用的两种调驱技术各自的技术特点及现场效果，专家提出应根据油田的实际开发现状，选用不同的调驱技术，对复杂状况油田建议采用低度交联聚合物调驱和预交颗粒凝胶调驱相结合的复合调驱。 二、方案设计 依据地质方案及所调层状况，合理设计满足现场需要 1、施工方式 采用多段塞多次注入方式，施工 时，当单井注入达到设计最大压力后，开始注水，至压力降低 1 2再注入颗粒。若注入一定量的调驱剂仍未发现压力上升，则改注较大颗粒。 2、施工管柱 填砂保护下部油层光油管挤封管柱； 卡上封保护上部油层挤封管柱； 填砂保护下层，卡封保护上层挤封管柱。 3、施工步骤 1、反洗井，至进出口水质一致； 2、连接地面管线，试压 35刺不漏为合格； 3、配液，按 4500 5500行配制，具体浓度根据现场实际情况进行调整； 4、注入调驱剂，注入过程中，注意监测施工压力和排量变化，根据施工压力和排量变 化监测调整调驱剂浓度和粒径大小，具体调整方法为：采用多段塞多次注入方式，当单井注入达到设计最大压力后，开始注水，至压力降低 1 2再注入颗粒，若注入 2 吨颗粒仍未发现压力上升 1改较大粒径 ; 5、顶替清水 106、正常注水 4、施工设备 设备名称 型号或性能 要求 数量 用途 池子 12 方 2 个 配液 调驱泵 满足 351 个 注入 连接管线 35刺不漏 1 套 调驱注入工艺流程图 图 调 剖液注入工艺流程图 注水站 调驱井 注水井调剖 文南油田具有断块小、埋藏深、压力高、低渗透、温度高、矿化度高、储层非均质等地质特征。在油田注水开发过程中，由于油层的非均质性，相对渗透率较高的单层突进严重，导致了油田含水上升快，注水效率低，使水驱控制和水驱动用储量减少，注水开发效果变差。因此，运用水井调剖工艺，有效封堵高渗层、启动二、三类层，以提高注水开发阶段采收率。确定文南油田封堵高渗透带调剖剂的选择条件即： 能进入高渗透带；能在井眼一定距离内构成封堵；耐高温、耐盐、化学性质稳定；原料来源广、成本低。以适应大 剂量、深部调堵的要求。 施工工艺技术 1、 选井选层原则 注采对应状况较好。 层间差异大，相对渗透率较高且单层突进严重，对应油井含水上升快。 采出程度高，而差层几乎未动用或动用程度较低。 一个注水井组中见水层单一且油井均已高含水。注水压力 80 2、调剖剂用量的确定 施工调剖剂用量与调剖的目的孔隙度处理层厚度及处理半经有关。通常用公式 Q= 式中 m) m) %) 实际上，调剖的目的不同采用的调剖剂配方也不同。调剖剂用量与调剖剂的理化性能关系更为密切。 3、堵剂施工泵压的确定 在确定施工泵压前，先测定注水井的吸水指示曲线，依此确定施工泵压，拐点为新层启动压力。通过近年来测定的注水井吸水指示曲线，一般注水井的吸水指示曲线都没有出现拐点，因此现场施工泵压根据堵剂的压力梯度和地层的 吸水情况来确定， 通常用公式表示： P 注 =f 其中： P 注 井口注水压力， w 注入水液柱压力， h 注水时摩阻， 井底流压， 、施工管柱的确定 由于调剖剂具有非选择性，为了减少对非目的层的污染，设计挤封管柱采取以下三种管柱结构，即： 填砂保护下部油层光油管挤封管柱； 卡上封保护上部油层挤封管柱； 填砂保护下层，卡封保护上层挤封管柱。 5、注入工艺 针对文南油田的特点，为提高调剖效果，采用细颗 粒、粗颗粒主剂及封口剂相结合的多段塞复合注入。其主要是利用细颗粒主剂的特点，将其设计为前置液，优先注入，以顺利进入地层深部；利用粗颗粒主剂提高堵塞强度，实现对大孔道或高渗透层部位的封堵；利用封口剂可在炮眼附近形成致密、抗压、耐冲刷的固化体，以达到封死高渗透层的目的。 依据地层物性设计合理的浓度梯度，使施工过程压力平稳爬坡，增加堵剂用量，扩大处理半径。 油井堵水 油井化学堵水是油田中高含水开发期的一种重要的增产措施， 选井选层是关系到堵水成败的关键，选择堵水油井首先要判断水淹原因，是边水、底水，还是注入 水；其次，什么样的井及层位可以封堵，什么样地层只需暂时封堵，不但要从油井本身考虑，而且还要从平面上考虑该层在注水开发上的合理性。一般来说，层合理，井也合理，也就是说这个井点被堵后，在注采关系上尽可能的协调一致；再者，必须有较为准确的找水资料，对出水层井段要准确定位，然后有针对性的选择堵剂。 一、 堵水井选井原则 油层含油饱和度高，剩余油潜力大，油井产液量大于 15t/d； 油井含水高，含水率一般大于 85%，特别是在多油层的油井中，有明显的高渗透层或出水层； 出水层封堵后，在现有技术条件下能够动用差层； 井况 较好，无套管损坏现象。 堵水层位的选择 出水层位的正确与否直接关系到堵水的成败。因此在堵水前必须先弄清出水层位。出水层位一般由动态分析和测试结果综合地确定。如可以 运用井温、 C/O 比、中子寿命、机械找堵水管柱、测产出剖面等多种找水工艺手段找水，配合地质动态分析。 二、方案设计 、 堵剂用量 堵剂估算用量计算公式： V= 堵剂设计用量计算公式： V=（ P/P） 2式中 理半径， (根据情况优化设计 ) 堵层有效厚度， m; - 封堵层平均孔隙度， %；（根 据情况进行修正） 产压差， 破压力梯度， m。 2、注入工艺 颗粒类堵剂的注入不同于聚合物胶凝型，因为它的选择性有限，因此注入压力的控制是有必要的。据研究报道，油藏中低渗透层的启动压力对堵剂的选择性注入能力有较大的影响，而启动压力的大小与油水界面张力、原油的流变学特性等因素有关，经推导计算得出启动压力与渗透率的关系式如下： P= 0/K 式中 0率， 10 由上式可以看出： 启动压力与地层渗透率的平方根成反比，因此，在挤堵过程中，如果注入压力低于中低渗透层原油发生运动的初始压力，那么堵剂便不会进入非目的层，在进行挤堵时，一般采用和注入水相近的注入速度进行注入，但不一定是最佳速度，因为有时注入压力低于低渗透层的原油发生运动所需的初始压力，因此在注入堵剂以前采取以下途径降低注入压力 （ 1）进行清水试挤，确定地层的吸水状况。 （ 2）依据地层的吸水状况，确定地层初步的启动压力。 （ 3）对吸水能力较差的油井，采用表面活性剂对油 污进行清洗，降低出水层位炮眼附近的界面张力，从而降低地层的启动压力；或者采用地层清洗剂对地层进行预处理，清洗炮眼附近的杂质，以提高堵剂的注入能力。 3、堵水管柱的设计 尽管选择性注入可以减少在挤堵过程中对非目的层污染，但是却不能有效根治，因此，我们采用了以下施工管柱以适应对不同出水层位的需要。 笼统挤堵后重炮； 填砂保护下部油层对上部层进行挤堵； 卡底封保护下部油层挤堵上部油层； 卡双封保护中间油层对上下油层挤堵； 卡双封保护上下油层对中间油层进行挤堵； 卡上封保护上部油层对下部油层进 行挤堵； 填砂保护下部油层，卡上封保护上部油层对中间油层进行挤堵 4、一般施工步骤 笼统挤堵 1） 下挤堵管柱至设计深度； 2） 用 30 3） 地面管线试压 354） 清水试挤测定视吸水指数； 5） 用泵车的低排挡、小排量（ 续挤注堵剂，依泵压上升速率确定顶替清水时机； 6） 关井扩散压力； 7） 关井反应 48 8） 自喷或下泵完井。 分层挤堵 1）按技术要求用通井规通井至卡封点一下 5 2）下卡封管柱； 3）磁定位校深； 4）调整卡封点数据，卡点避开套管 节箍； 5) 清水反洗井一周半； 6）作封； 7）清水打压验封、试挤； 8）挤堵剂； 9）顶替清水； 10）控制压力反洗井一周； 11）关井反应 48h; 12）自喷或下泵生产。 水井增注 文南油田是个油层埋藏深、物性差、非均质严重的复杂断块油气田。平均孔隙度 15平均空气渗透率多在 5010下。储层主要为长石粗粉砂岩，次为细粉砂岩及少量细砂岩；孔隙以粒间孔为主，粒间溶孔次之；胶结物以泥质为主、次为灰质及白云质。文南油田的成岩由于压实作用，促使原生孔隙进一步变小，这给油田注水造成了困难。储 层中含量在 间的大量敏感矿物， 往往造成储层的中强水敏而影响油田的注水开发。同时部分储层中含量在 38间的绿泥石，在酸化时将生成 H)3 沉淀堵塞地层，直接影响酸化效果。加上我厂 96 年以前水质较差，给储层造成了伤害。这些因素决定了文南油田注水和增注工艺的难度。目前文南油田注水压力大多在 30上，欠注严重，为了降低注水压力、降低泵、管线及注水井的承受压力，延长使用周期，进而降低注水成本、增加水驱动用储量、提高最终采收率、增加效益，搞好降压增注工作，具有十分重要的意义。 多元复 合酸降压增注工艺技术 （一）技术原理 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：预处理液：盐酸 +缓蚀剂 +活性剂 。 前置液：盐酸 +低碳有机酸 +缓蚀剂 +复合添加剂 +复合粘土稳定剂。主体酸：盐酸 +氢氟酸 /氟化氢铵 +磷酸 /多聚磷酸 +低碳有机酸 +缓蚀剂 +复合添加剂 +复合粘土稳定剂。后置酸：盐酸 +缓蚀剂 +复合添加剂 +复合粘土稳定剂。其基本原理是：依靠体系中 酸及有机酸溶蚀铁质、灰质组分。依靠体系的 分溶蚀硅质、泥质类的堵塞物。依靠体系中添加剂 实现渗透、增溶、防乳、清除残余油及有机沉淀物。 （二） 施工参数的选择 （ 1） 注入压力 酸液注入压力应低于地层破裂压力，其最大值可由下式确定： 破 P 摩阻 中 最高注入压力， 破 地层破裂压力， P 摩阻 摩阻压力降， 安全压力余量， 2） 注入排量 酸液最大注入排量可由下式确定： 10 Q 注 () 式中 Q 注 最大注入排量， m3/h； k 地层渗透率， h 措施层位厚度， m； 破裂压力梯度， m H 深度， m； 安全压 力余量， P 地层压力， 措施半径， m； 井眼半径， m； S 表皮系数，无因次 （ 3）酸液用量 前置酸量 前置酸量由下式确定 : ( 式中 %； m； m； 主体酸量 主体酸用量根据油层污染、堵塞程度，并结合油层厚度、有效孔隙度及酸化半径来确定，计算公式如下： V= ( h 式中 %； m；一般为 m； m； 后置酸量 后置酸用量为主体酸量的 （三）、施工工艺步骤 井筒、炮眼清洗 清洗液由盐酸、缓蚀剂、综合活性剂组成，用量 3泡 30流程来水洗井。 地层预处理 地层预处理液由盐酸、低碳有机酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂、综合活性添加剂组成，处理地层灰质、铁质成份及有机污染物。 主体液处理 主体液由盐酸、低碳有机、 蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、综合活性添加剂组成，主要处理地层硅质堵 塞。 挤注顶替液（用 3%的粘土稳定剂作顶替液）。 关井反应 2时，不排酸开井投注。 2、酸化方式选择 光油管全井段施工 对于注水剖面较均匀需全井段酸化的水井，采用原有的光油管注水管柱施工。 转向酸化 当水井层间渗透性差异较大时，为了使低渗透能得到有效改造，应用转向暂堵酸化。试验选用了 体暂堵剂，可将高渗透带暂时封堵，使酸液转向低渗透带。 温度低于70或 低于 5 时是固体状，酸化施工完毕，随地层温度和 堵物发生液化而解堵， 卡封酸化 文南油田有 55口注水井实施了 对不能满足配注要求的分注水井，直接利用分层注水管柱分层酸化。 油井解堵 根据文南油田地质特性，结合生产、措施历史，分析造成伤害的主要原因有 1、洗井加药过程中的伤害：油井在正常生产过程中会产生结蜡现象，需要进行定期洗井加药，但在洗井加药过程中由于所使用的清蜡剂、热洗添加剂与地层流体不配伍，使地层受到污染，从而使得近井地带油层渗透率降低影响产量。 2、措施井措施过程中的伤害：油井在进行油层改造措施过程中，由于所用入井液与地层流体的不配伍或不能及时排出，会对地层