稠油酸化解堵技术在杜66区块应用与研究

中油辽河油田公司曙光采油厂 2012 年度青工油水井分析答辩赛论文 稠稠油油 酸酸化化 解解堵堵技技术术 在在杜杜 6 66 6 区区块块 应应用用与与研研究究 技术组 答辩人 于福涛 指导领导 赵永鸿 单位 工艺研究所 2012 年 7 月 30 日 目录目录 一 概况一 概况 二 存在问题及分析二 存在问题及分析 三 稠油酸化解堵技术与研究三 稠油酸化解堵技术与研究 四 现场应用情况四 现场应用情况 五 结论及认识五 结论及认识 稠稠油油 酸酸化化 解解堵堵技技术术在在杜杜6 66 6 区区块块 应应用用与与研研究究 前前言言 随着杜66块进入开发中后期 有越来越多的油井由于 在生产和井下作业过程中受到伤害 产生堵塞 使近井地 带渗透率降低 产液指数下降 为了能够较彻底的清除井 筒周围的污染物 解除近井地带堵塞 改善近井地带的渗 流条件 确保油井稳产 增产目标的实现 我们针对性地 应用了稠油酸化解堵技术 并根据杜66块的施工条件要求 这种技术施工工艺简单 相对容易实施 对于稠油区块稳 产增产 改善开发效果 提高开发效益来说 稠油酸化解 堵技术提供了一个高效 稳定的技术手段 本文对近三年内在杜 66 区块实施的稠油酸化解堵技术 进行研究与分析 总结经验 提高措施针对性与经济效益 为稠油持续稳产做出贡献 一 概况一 概况 杜 66 块位于辽河断陷西斜坡中段 南部与杜 84 块 杜 68 块相邻 北部与杜 48 块相接 东部为 41 20 块 西 部为曙一区上台阶 主要含油层系为杜家台油层 含油面 积 4 9 km2 地质储量 3940 104t 原始地层压力 9 39 11 38MPa 压力系数为 1 02 目前地层压力为 1 05 1 5 MPa 储层物性较好 主力层一般孔隙度为 23 27 平均 25 5 渗透率一般为 300 1000 10 3 m2 平均为 781 10 3 m2 层位 2414 90 340 781 解释值 杜66块 孔隙度 渗透率 m2 上层系 分析值解释值分析值 储层粘土矿物为蒙脱石 占 67 91 伊利石占 16 4 高岭石占 15 3 上层系蒙脱石含量高达 74 2 采出液地面脱气原油粘度为 1362 5MPa s 一般为 300 2000MPa s 50 密度 0 9464g cm3 胶质 沥 青质含量为 30 40 含蜡量 7 12 属普通稠油 层间水属 NaHCO3 型 HCO3 为 1144 5037mg l cl 为 594 975 mg l 总矿化度为 3359 8760mg l 二 存在问题及分析二 存在问题及分析 1 1 高高周周期期高高采采出出 地地层层压压力力水水平平低低 杜 66 块目前平均吞吐周期为 10 2 5 周期以下占 11 6 9 周期占 29 10 周期以上占 60 目前采出程度 为 21 25 原始地层压力 9 39 11 38MPa 目前地层压力为 1 05 1 5MPa 低产能关井的油井有 69 口 占关井总数 的 70 油汽比小于 0 3 的油井 142 口 占吞吐井的 48 10 82 9 2 8 5 6 2 4 4 3 2 2 8 3 5 2 5 2 1 71 1 141 11 1 07 3 23 6 51 9 64 12 26 15 05 17 27 18 85 20 06 21 15 0 2 4 6 8 10 12 19851987198919911993199519971999200120032005 压力MPa 0 4 8 12 16 20 24 采出程度 地层压力采出程度 2 2 层层间间动动用用差差异异大大 杜 66 块动用状况 图 动用程度最低 42 3 最高 82 2 层间动用不 均衡 整体动用程 度低 3 吞吐后期注汽压力逐年升高 周期生产时间缩短 周期产油减少 随着吞吐轮次的增加 蜡及胶质沥青质在近井地带逐 年沉积 长期生产致使胶结疏松导致粘土颗粒向近井地带 运移 一部分与原油中的重质成分混合形成油泥沉积在近 井地带 地层水和注入水的地层结垢 长期吞吐导致近井 地带润湿反转 造成水锁以及粘土膨胀等因素最终导致注 汽压力逐年升高 近井地带污染 加上地层压力低 造成 油井周期生产时间缩短 周期产油减少 低产甚至不出 82 2 66 8 72 2 47 9 61 9 42 3 44 9 64 8 67 7 52 3 4090 1279 947 1194 722 795 564 771 1016 811 446 1 2 3 5 6 9 1 4 5 7 8 11 1 5 6 7 8 9 10 杜 组杜 组杜 组杜 组 上层系下层系 动用程度 层 号 渗 透 率 为解决上述问题 采用如下方法 利用土酸低伤害酸等酸化近井地带 解除无机堵 塞物 加入防膨剂抑制粘土膨胀 加入优化的复合表面活性剂分散 剥离沥青质胶 质等有机堵塞物 解除有机物的堵塞 改善岩石表面润湿 性 配套实施调剖或选配注措施 提高纵向动用程度 三 稠油解堵技术与研究三 稠油解堵技术与研究 1 1 酸液的选择 酸液的选择 常用酸液主要特点和适用条件 酸液优点缺点适用条件 盐酸 溶蚀力强 价廉 货源广 反应速度快 腐蚀严重 广泛用于碳酸岩盐地层 酸化和碳酸盐含量高于 20 的砂岩地层的一般 酸化 甲酸乙酸 反应慢 腐蚀性 小 溶蚀能力弱 成本高 碳酸岩盐高温油井酸化 土酸溶蚀力强 反应快 腐蚀严 重 残酸易产生 污染 砂岩地层常规酸化 氟硼酸 反应慢 处理范 围大 增产期长 水解反应速度受 温度影响较大 低渗砂岩地层深部处理 或疏松砂岩 典型配方 6 15 HCl 0 5 3 HF 2 3 缓蚀剂 2 3 表面 活性剂 1 3 铁离子稳定剂 1 3 粘土稳定剂 根据泥 质含量 适当调整氢氟酸和盐酸的浓度 当泥质含量较高 时 适当提高氢氟酸浓度 降低盐酸浓度 当碳酸盐含量 较高时 适当提高盐酸浓度 降低氢氟酸浓度 1 1 酸化原理 酸化原理 1 盐酸 盐酸可去除油层近井地带渗滤面上的腐蚀产物及水垢 恢复地层的渗透性 也可溶解灰岩 石灰岩 白云岩 改善地层的渗透性 2 氢氟酸 氢氟酸可去除油层近井地带渗滤面上的粘土堵塞 恢 复地层的渗透性 也可以溶解砂岩 改善地层的渗透性 3 低伤害酸 MS 2H3PO4 M H2PO4 2 H2S MCO3 2H3PO4 M H2PO4 2 H2O CO2 Fe2O3 6H3PO4 2Fe H2PO4 3H2O 低伤低伤害酸和浓缩酸的主体酸都是H3PO4 H3PO4可解除硫 化物 腐蚀产物及碳酸盐类的堵塞物 在地层条件下 反 应产物主要是CO2和易溶于水的磷酸二氢盐 3 选井原则选井原则 对各种因素造成产出状况差的油水井都具有较好的适应性 从原理上都能取得较好的效果 一般优先考虑符合下列条 件的油水井 井连通率高 井距较小 对应油水井供液能力较差的 油水井 生产过程中由于污染 结垢 堵塞造成注汽压力升高 的油水井 泥质含量相对较低的井 通过研究分析 我们认为杜66块油藏的油水井符合以上工 艺选井条件 于是就提出了实施稠油酸化解堵的整体方案 4 酸液配方体系酸液配方体系 预处理液 盐酸 缓蚀剂 活性剂 前置液 盐酸 缓蚀剂 铁离子稳定剂 抑渣剂 隔离液 盐酸 缓蚀剂 粘土稳定剂 抑渣剂 主体酸 多元复合酸 缓蚀剂 螯合剂 抑渣剂 pH 控 制剂 防破乳剂 后置酸 盐酸 粘土稳定剂 缓蚀剂 抑渣剂 6 6 室内配伍性实验 室内配伍性实验 a 酸化试验 配方一 10 土酸 5 氟硼酸 5 甲酸 配方二 10 土酸 5 氟硼酸 5 乙酸 配方三 5 氟硼酸 5 甲酸 5 乙酸 配方四 10 土酸 5 甲酸 5 乙酸 5 氟硼酸 岩心编号 孔隙度 空气渗透率 10 3 酸化前岩心 渗透 10 3 酸液配方 酸化后岩心 渗透 10 3 酸敏感性 指数 酸敏评价 1 8 29 0 385 0 041 配方一0 028 31 7 强 212 08 0 626 0 329 配方一0 260 20 97 中偏强 310 66 0 301 0 209 配方二0 137 34 4 强 3 9 70 1 516 0 670 配方三0 46930中偏强 4 14 81 0 489 0 100 配方四0 091 9 0 中偏弱 410 83 0 375 0 133 配方四0 130 2 26 中偏弱 酸敏感性评价部分试验结果 酸化试验在恒温箱内模拟地层温度40 酸液添加剂 有助排剂 缓蚀剂 铁离子稳定剂 粘土稳定剂等结果分 析 通过酸化实验我们得知 当土酸 甲酸 乙酸和氢氟酸 复配时 引起中偏弱酸敏 酸化效果较好 b 效果评价实验 取原油 50g 加入现场使用配制好的 50ml 酸液 充分 搅拌后 放入 80 恒温箱中 恒温 4 小时 并且每隔 20 分 钟搅拌一次 最后取出静止 30 分钟后 观察烧杯中酸液层 有否絮团 微粒生成 名 称实验方法现 象结 论 1 50g原油 50ml酸液 2 80 恒温4小时 每20分钟搅拌一次 3 静止30分钟 没有明显的 絮团及微粒 生成 酸液体系满 足现场需要 酸渣评价 酸渣评价实验 四 现场应用情况四 现场应用情况 截至 2012 年 7 月 20 杜 66 区块共实施稠油酸化解堵 16 井次 措施增液 18156 吨 措施增油 6692 吨 周期同期 对比增液 9951 吨 周期同期对比增油 3933 吨 1 井次不可 对比 措施投入 36 5 万元 吨油按 850 元计算 投入产出 比 1 14 6 1 措施前后注汽压力对比措施前后注汽压力对比 排 排量 量 t t d d 压 压力 力 M MP Pa a 干 干度 度 注 注汽 汽 量 量 t t 注汽 强度 t m 周 周 期 期 排 排量 量 t t d d 压 压力 力 M MP Pa a 干 干度 度 注 注汽 汽 量 量 t t 注汽 强度 t m 1 曙1 37 047C2010 5 46杜66南23 21515 8554 7200086 2171515 6455 1175375 6 0 21 2曙1 39 0352010 6 216杜66南28 49 713 6572 8180063 4141614 6471 4200070 40 99 3曙1 40 0532010 11 156杜66南4216 79 573 4170040 5151810 7473 2171940 91 24 4曙1 43 272010 11 161杜66南15 616 214 74731565100 3815 615 1971 31700109 00 45 5曙1 36 422010 9 216杜66南43 710 616 573160036 6241612 1673160036 6 4 34 6曙1 42 0492011 1 246杜66南19 90 0121810 7732000100 5 7曙1 42 0522011 1 306杜66南47 814 815 9669 2146330 61217 311 773160033 5 4 26 8曙1 38 0422011 2 236杜66南4715 412 472 8180038 316171272250053 2 0 4 9曙1 039 422011 3 116杜66南60 91612 4872 3190031 291812 4172 6200032 8 0 07 10曙观112011 3 206杜66南22 115 112 4575 2200090 51316 513 772 6210095 01 25 11 曙1 41 0532011 5 316杜66南39 9117 815 8569 6220055 1 12曙1 42 522011 6 276杜66南22 56 915 3472 5183781 686 613 7772 689639 8 1 6 13 曙1 41 0532012 2 16杜66南39 97 815 8569 6220055 11217 9810 9475 5211553 0 4 9 14 曙1 39 0352012 3 256杜66南39 97 815 8569 6220055 11217 9810 9475 5211553 0 4 9 15 曙1 37 0482012 4 26杜66南43 516 714 873 7220050 60 0 16杜882012 4 103杜66南60 810 89 175 4250041 1179 312 0372 8250041 12 9 1 06 杜 杜6 66 6区 区块 块稠 稠油 油解 解堵 堵技 技术 术施 施工 工前 前后 后注 注汽 汽压 压力 力对 对比 比表 表 平均 注 注汽 汽压 压 力 力对 对比 比 M Mp pa a 所 所属 属区 区 块 块 井 井段 段 厚 厚度 度 m m 措 措施 施前 前注 注汽 汽情 情况 况措 措施 施后 后注 注汽 汽情 情况 况 序 序 号 号 井 井号 号 施 施工 工 日 日期 期 作 作 业 业 区 区 从上表可看出 措施后注汽压力平均下降 1 06MPa 效果 较好 2 2 措施增油 措施增油 生产 天数 累产液 累产油 日产液日产油 生产 天数 累产液累产油累增液累增油累增液累增油 1曙1 37 047C 2010 5 417249 116174591 21 2200 61459 8435 81219 1195 1 99 928 7 2曙1 39 035 2010 6 2114306 3161259530 36193225 4 1279 7 1368 41094 01613 4684 7 3曙1 40 053 2010 11 151500493 41376480 5 1376 0480 51376 0480 5捞油转产 4曙1 43 27 2010 11 168186 8878 9268 12 10 81841284 6483 7898 2336 5409 5216 7 5曙1 36 422010 9 2124135 413333952 71 4358 92096 2 1005 8 1127 2503 3763 2610 8 6曙1 42 049 2011 1 241200276 42761288 22761 0288 22761 0288 2捞油转产 7曙1 42 052 2011 1 3012277 0877 7407 61 80 81961531 4664 81178 6508 0787 4327 8曙1 38 042 2011 2 2316294 219844995 30 9280 52686 2794 11199 6541 7783 7307 9曙1 039 42 2011 3 119222 441885628 20 6219 23468699 81670 6568 3 696 2139 2 10曙观112011 3 2013728 7299911223 40 8259 61560 8517 8678 2310 1446 315 9 11 曙1 41 053 2011 5 311100168 51127 6429 71127 6429 71127 6429 7长停井复产 12曙1 42 522011 6 278150 4124733840 1167 21025 8278357 0261 3 221 2 60 13 曙1 41 0532012 2 112199 911674510 80 4148 81523 9730 61404 9671 1428 5318 14 曙1 39 035 2012 3 25156193229 4 1279 71 30 1108 5808 9165 6667 9154 8 562 9 182 6 15 曙1 37 0482012 4 2275 5529853117 70 70 00 00 00待措施 16杜882012 4 10170 40 167 21148 6356 21121 7349 51034 4329 3捞油转采 18155 86692 09950 83933 1 周期同期对比 t 备 注 合计 杜杜6 66 6区区块块稠稠油油解解堵堵技技术术效效果果统统计计表表 序 号 井号 施工 日期 周 期 上周期生产情况措施前产量本周期生产情况措施增产情况 t 截至 2012 年 07 月底措施增油 6692t 措施增液 18155 8t 平均单井增油 418t 3 3 典型井例 典型井例 1 曙 1 42 052 2011 年 1 月 30 日现场实施 挤入低伤害酸 40t 施工 压力 0MPa 2011 年 9 月 5 日本周期结束 从措施前后和周 期同期对比来看 措施效果较好 天数产液产油日产液日产油产液产油 周 期 天数产液产油日产液 日产油 277877 7407 61 80 8742 5336 9121961531 4664 87 83 41178 6508 0327 9257 2 同期对比 增油 周期对比 增油 措施前产量上周期生产情况本周期阶段生产情况 措施 增油 措施 增液 同期 措施前后日生产曲线图如下 曙1 42 052井日生产曲线 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2010 4 13 2010 5 13 2010 6 13 2010 7 13 2010 8 13 2010 9 13 2010 10 13 2010 11 13 2010 12 13 2011 1 13 2011 2 13 2011 3 13 2011 4 13 2011 5 13 2011 6 13 2011 7 13 2011 8 13 日产液 t 日产油 t 措施前后注汽压力对比 上周期注汽压力 15 96MPa 措