高温高盐油藏有效开发技术探讨.doc

高温高盐油藏有效开发技术探讨2011年8月油气井测试第20卷第4期高温高盐油藏有效开发技术探讨寇显明李治平赵碧华(1.振华石油控股有限公司北京100053;2.中国地质大学(北京)能源学院北京100083;3.中国石油大学(北京)北京102249)摘要从无机盐结晶规律出发,研究了高温高盐油藏中的无机盐结盐机理,以及无机盐的结盐影响因素.创新性地提出了高温高盐油藏的主要影响因素热敏效应的概念.并以这一理论为指导,探讨了高温高盐油藏的开发方式以及采油工艺新方法蒸汽驱和蒸汽举相结合高效开发高温高盐油藏.关键词高温高盐油藏热敏效应结盐蒸汽驱蒸汽举0引言目前,高温高盐油藏采油速度低,采出程度低,有很大的挖掘潜力,但其开发过程中暴露出很多问题,主要表现为:近井地层结盐,造成供液不足;生产井筒结盐,造成停产,修井;注水井注不进水.由此可见,现有的开发方式不能很好的开发高温高盐油藏,从油藏工程研究到采油工艺都需要创新.因此针对高温高盐油藏自身特点,研究油田产出水结盐机理,对于解决生产难题,降低生产成本,提高经济效益有着重要的意义.1高温高盐油藏开发中遇到的问题高温高盐油藏的普遍特征是油藏埋深达3000m以上,非均质性严重,储层物性差异大,孔隙度15%20%,渗透率570mD;异常高温,油藏温度高达120150C,地温梯度3.8121100m;异常高压,原始地层压力达57.571.9MPa,压力系数1.61.88,饱和压力2543.8MPa.气油比高达250425m3It;地层原油密度0.480.5715g/cm,地面原油密度0.80630.8160g/cm;地面原油粘度4.980mPa-s,地层原油粘度0.2450.273mPa?s.油藏地层水属于超饱和盐水,总矿化度高达30XlO437XlO4mg/L,氯离子含量1810425XlOmg/L,产出液呈弱酸性,DH值低(5.56.5).综合含水上升快,采油速度低,采出程度低,有很大的发掘潜力J.1.1生产井的情形1.1.1自喷井自喷井在投产伊始能量充足,产量很高,无论产液含水高低都出盐严重,但是产量下降很快,井底流压也快速下降,为弥补井底流压不足,采取间开井制度,定期放喷;部分井由于结盐严重,采取修井措施造成工程报废,造成了很大的经济损失;部分井由于油藏结盐堵塞,而补孑L与其它层位合采,违背了多层油藏分层开采的原则.另一方面自喷井井简内结盐严重,结盐部位主要是射孔井段附近,筛管附近以及油嘴前后,这都增加了液流阻力,甚至堵塞油嘴.需要经常掺水洗井,或者加入抑盐剂,这两个措施都极大地消耗了宝贵的地层能量.违背了充分利用天然能量开采的开发原则.甚至影响了对产液含水率的计量.1.1.2抽油井油井转抽在一定程度上化解了井底流压低的矛盾,但是仍然存在油层供液能力差的矛盾,部分井转抽时间不长也间开.抽油井产水均为饱和盐水,结盐严重,结盐部位为除去射孑L井段附近,筛管附近以外,还有固定凡尔,游动凡尔,凡尔座,凡尔罩,泵筒,抽油杆等等.固定凡尔,游动凡尔和凡尔座的结盐会造成凡尔漏失,降低泵效,凡尔罩结盐严重会造成泵的无效空抽,也降低泵效.泵筒,抽油杆结盐会增加泵的无效负荷,降低机械效率,严重的还会造成卡泵,抽油杆断脱等事故.所有这些都会缩短检泵周作者简介寇显明,1973年出生,中国地质大学(北京)能源学院油气田开发工程专业博士,现从事生产作业技术工作.第20卷第4期寇显明等:高温高盐油藏有效开发技术探讨期,增加修井费用,减少有效生产时间.1.1.3气举井由于抽油井有着种种弊端,有一半的井采取气举举升方式开采.文东油田现有油井309口,开井251口,其主要举升方式为气举与机采,其中抽油井开井124口,气举井开井114口.其井数比例为45.4%和49.4%,产量比例分别为52.2%和43.2%.气举井筒内液体虽然处于高流速状态,在一定条件下,易将盐携带出井筒,但气举井从工作阀以上的井筒液体均为雾流或环流,液流与管壁之间摩擦产生滞后现象,即越靠近管壁,流速越低,越有利于管壁结盐.另外,当注入气与地层产出液混合后,大量水分汽化,这样饱和盐水将析出大量盐微粒,造成气举阀以上油管结盐.由自喷采油转为气举后,结盐更为严重.油管结盐增大了流动阻力,并且气举井管柱穿孔破坏频繁,每年有近一半的气举井发生油管穿孔.需要更换油管,这些都增加了修井费用及材料费用,减少了油井的有效生产时间.穿孔井段主要集中在5002500m井段处,刚好在气举阀以上.穿孔为典型的内损伤,损伤呈沟,槽状及不规则洞穿孔.1.2注水井的情形对高温高盐油藏来说,注水井也有着不同于其他油藏的特点.一方面,地层欠注,另一方面水又难注入,甚至比低渗透油藏都难注入.油藏注水采用高压注水,油井在转注初期都能注进水,注水压力不高,注水一段时间后,即使注水压力很高也难以注进,油藏基本依靠天然能量枯竭式开采.1.3射孑L子L眼射孑L孔眼附近结盐结垢严重,造成压裂施工压力高,个别井破裂压力最高达到78.3MPa(文72.455井),一般井的破裂压力均在5575MPa之间;2无机盐结晶研究_32.1无机盐结晶规律在相同热力学条件下,晶态的内能是最小的.由于内能最小,以致晶体内部的质点只能在晶格上振动,而不能离开它的固有位置.这样,晶体的格子构造才不会被破坏而处于最稳定的状态,所以晶体具有最大的稳定性.由于晶体具有空间格子构造,分子进入晶格座位时将释放出能量,此能量称做键合能或分子交互作用能.晶体生长时,流体中溶质分子可能进入晶体的界面(2),台阶(3)和扭折(4)三种不同位置,如图1所示.图1晶体不同位置的溶质分子2.2无机盐结晶影响因素2.2.1化学组成的影响一般来说,分子量较大,组成较复杂,含有结晶水的化合物易于形成稳定的过饱和溶液;2.2.2溶解度的影响溶解度小的物质形成的过饱和溶液的稳定性较高,如CaSO,CaCO,等物质的溶液能长期保持介稳状态而不发生相变.2.2.3温度的影响一般来说,过饱和溶液的稳定性随温度升高而降低.在固液两相平衡条件下,温度对溶解度的影响,可用下列关系式表达n=一(一去)式中:晶体的溶解度;H相变焓;晶体的熔点;:操作温度;尺气体常数.由式可见,对于溶解时吸热的大多数晶体,H为正值,故温度愈高,溶解度愈大;在相同操作温度下,则熔点愈高的晶体,溶解度愈小,易于结晶.2.2.4搅拌的影响在搅拌的条件下,介稳区宽度变窄,从而使介稳过饱和溶液的稳定性下降,原因在于搅拌作用使体系浓度发生变化,局部过饱和度增加.2.2.5杂质的影响系统中的杂质有不溶性与可溶性两种形式,不溶性杂质的存在能够降低均相体系的相变自由能,从而使过饱和溶液的稳定性下降.可溶性杂质的影响较12油气井测试复杂,有些可溶性杂质会使过饱和溶液的稳定性提高,也有的会使其稳定性下降.因为可溶性杂质会影响物质的溶解度,从而改变溶液的真实过饱和度.2.2.6蒸发(脱气)的影响一方面由于脱气是吸热反应,体系温度有降低的趋势,温度降低会导致无机盐结晶出来;另一方面,在体系其他条件一定的情况下,水分蒸发减少了溶剂的量,使体系的浓度或过饱和度增加,这两个因素都会导致盐结晶的发生.2.2.7压力的影响压力的影响是通过影响蒸发来影响结晶的发生的,同时,压力对溶解度也有一定的影响,只是比较微弱.地层水样结盐分析资料表明:当压力从30MPa降为标准大气压,且温度从50E降到20%时,矿化度300g/L的水中析出约4g,L的岩盐硬块.3油田实际结盐研究3.1地层水分析从油田地层产出水样化验分析析出盐组分(见表1),发现氯化钠占到盐样总质量的95%以上.因此,研究氯化钠在水中的溶解,析出特点,就可以找出地层产出水结盐的特性.表1胡状集W#站各油井及混合样,1#站阀组混合样分析取样地点_j班百丽pH3.2从油藏到采出地面各个环节的结盐研究投入开发前,高温高盐油藏内地层水为过饱和溶液,处于平衡状态.投入开发后,部分处于图1中所示位置2处的吸附分子随着油水流动被携带走,在压力变化不均匀,紊流情况下这种分子越来越多的被带走.在流经吼道时阻力增大,流速减慢,在外加压力作用下有的溶质分子会更靠近吼道处的晶核,一步到位到达图1中的位置4,成为稳定的扭折分子,随着结晶起来的盐的增多会堵塞液流通道.对于注水井为什么注不进水,有部分研究认为注不进水,注水困难是断层分隔及油藏连通性的问题.这在一定程度上可以解释新钻注水井的注水困难,但是,却不能解释为什么转注井的注水量尚不能弥补转注前采出液造成的亏空,就注不进了.也有研究认为注不进的原因在于水质差,造成了污染.因此,中原油田针对此情况把水处理提到了一个很高的水平,可是依然解决不了油藏欠注,井口难注的问题.高温高盐油藏的特点是在油藏条件下(120150),盐的溶解度较高,体系液在较高的溶解度条件下处于平衡状态,而注入水温度较低,降低了油藏温度.研究认为文204井岩心中盐微粒半径在1.01.5/.tm左右,而地层孔隙半径中值约在0.62.5/lm,油藏温度降低后盐微粒逐步长大,沉积,造成注水井盐堵,即使在很高的注水压力下也注不进水.只有依靠天然能量衰竭式开采.衰竭式开采造成的后果就是在油藏压力降低到饱和压力以后,会有溶解气从饱和原油中脱离出来.原油脱气过程是一个膨胀吸热反应,会造成体系液温度降低,盐溶解度下降,盐微粒结晶出来.另外压力下降也会造成水分蒸发,这会从两方面加剧盐结晶出来,一方面水分蒸发膨胀吸热,体系温度降低,盐溶解度下降,盐微粒结晶出来;另一方面体系内溶剂减少,当然会有更多盐结晶出来.由此分析可知,在井筒中结盐就更加容易了.除了上面分析的和油藏内相同的因素外,还有抽油井的泵,凡尔,抽油杆的搅拌在体系内局部过饱和加剧结晶.把高温高盐油藏的这种对温度反应非常敏感的特殊效应称为热敏效应.只是这种提法在以往的文献中尚未提出过.以前文献中只是提到了水敏,酸敏,碱敏,盐敏,压敏,速敏的概念.在以后的工作中会模拟速敏指数,水敏指数来定量研究热敏效应,给出定量研究的指标热敏指数.3.3抑盐除盐措施研究3.3.1油藏内结盐对于油藏内结盐问题,油田目前采取的唯一措施,也是一条被动措施就是在注水井注不进水时又转采,可以叫做注水吞吐采油工艺,除此之外别无他法.但是这种工艺不能补偿地下亏空,补充地层能量损失,形成理想的有效的刚性水驱.没有办法改第20卷第4期寇显明等:高温高盐油藏有效开发技术探讨13变衰减式开采的开发方式.3.3.2井筒结盐针对井筒结盐的措施确实不少,主要是井筒掺水化盐措施.当然方法很多,有从油管注水洗井的,有从套管掺水掺稀防盐的,有周期定期掺水或洗井的,有连续掺水生产的,还研究了定量掺水工艺,以及掺水加抑盐剂复合工艺,周期热洗管柱.这些工艺措施都为油田的稳定生产做出了很大贡献.但是洗井措施缩短了油井有效生产时间,而掺水措施耗费了大量油藏举升能量,而且这两种措施都可能会对油藏的近井带造成污染.3.3.3气举井油管穿孔并且结盐气举采油方式是一种很好的采油方式,是机械采油法中对油井生产条件适应性较强的一种.具体到高温高盐油藏却出现了例外,那就是穿孔严重,平均穿孔周期为一年.现场研究认为是腐蚀造成的穿孔.因此,为了防腐使用了涂层防腐油管,而且配合使用了环空加抑盐剂.防腐措施后,穿孔周期有所延长,但仍有穿孔情况发生.针对结盐采取的措施是周期洗盐.众所周知气举采油的适用条件有:高产量;深井;含沙量小;含水低;气油比高;腐蚀性成分含量低;有充足的气源.从气举采油的适用条件来看,似乎条件限制了气举采油在高温高盐油藏的应用.研究气举井油管穿孔需要注意以下问题:为什么只有气举井油管穿孔,而其他采油方式不发生油管穿孔?为什么油管穿孔部位在气举阀以上几百米内?这里液相是非连续相,而在气举阀以下液相是连续相,为什么却不发生穿孔?研究认为造成气举井油管穿孔的主要原因不是未能满足条件,而是没有满足条件.这里的沙指的是结晶盐晶体,根据前面研究已知油藏流体从油藏进入井筒,压力降低,温度下降使太多的盐结晶出来.经过气举阀降温使更多的盐结晶,并且使原来的晶体更致密,晶体边角更锋利,再由于气举加速作用,高速流动的盐晶体切割油管壁,很快造成穿孔,而气举阀以下没有穿孔.自喷井速度没有那么高的流速,也没有冷空气降温的作用使更多的盐结晶,没有使原来的晶体更致密,盐晶体切割油管壁柔和的多,不会短时间洞穿油管.因此,今后的工艺措施要针对温度下降盐结晶这个主要矛盾来有所作为.4防盐采油工艺研究高温高盐油藏的主要矛盾是温度热敏效应,防盐采油工艺也应该针对这一主要矛盾下手解决,建议采取综合治理措施,改变原有的油藏开发方式和井筒举升方式.首先考虑采用热采技术,对油,水井均进行蒸汽吞吐试验,通过蒸汽传热提高地层温度,提高盐的溶解度,使被盐结晶堵塞的通道全部沟通,甚至能够溶解地层固有的盐打通新的通道,大大提高油藏的渗流能力.经过几个周期的蒸汽吞吐在地层堵塞全部解除后,转蒸汽驱,或者蒸汽加热水段塞驱可大大提高波及体积.因为高温高盐油藏物性不是太差,蒸汽驱可以大大降低对水质的要求.而且在注采井间建立了有效的压力驱替,原来原油脱气只是发生在采油井近井地带,注采井之间大部分没有得到有效动用,粘度还是很低的,由于蒸气驱热量的传递,更减小了原油粘度.注气驱从沟通流道,提高渗透率和降低粘度两方面提高了流度,必将极大地提高高温高盐油藏的开发效率.考虑到产出液仍然是过饱和盐溶液,而且比冷采的产出液浓度高得多.因而在井筒内降压条件下,温度会下降的更多,也就意味着将会有更多的盐结晶出来.因此原来的举升方式也必须改变,研究认为蒸汽举升工艺是配合蒸汽驱更佳的一种举升措施.5结