深部调剖技术在现河油区实践与认识(研讨会)

,深部调剖技术在现河油区的实践与认识,胜利油田有限公司现河采油厂,2006年6月,高含水油田深部调剖技术研讨会,中国石化胜利油田分公司现河采油厂,一、前言二、活性微球的评价三、活性微球的应用四、结论,提纲,现河稀油油田复杂断块,现河庄、王家岗、郝家、梁家楼等4个油田的32个开发单元,一、前言,胜利油田现河采油厂管辖断块、低渗、稠油三大油藏，其中复杂断块油藏是现河采油厂稳产上产的基础。但经过几十年的滚动开发，综合含水高达94.3，主力断块均已进入“三高”开发阶段。,1、断层多、断块小,构造复杂。,问题：,2、断块油藏井段长、层系多，层间干扰大。,3、层间非均质性造成井间高渗条带，潜力层过早水淹，注水效率低。,4、常规的补孔改层摸排措施难度越来越大，有效期短，稳产难度大。,一、前言,从现河油区侧钻井及调整井的效果分析，局部微构造高点及井间滞流区仍有大量的剩余油。,受高温高盐及地层物性限制，无法开展常规的聚合物三次采油。因此在井网相对完善的单元，加强注水调剖工作，提高原油的采收率。,一、前言,我们曾经在梁11、河11、河31、河68等区块进行过调剖，现场效果并不理想。1、无机堵剂粒径在200目左右，粒径大造成施工时压力上升快，堵剂注不进去,同时该堵剂没有选择性，堵水同时也堵油。2、有机堵剂分选性差，只是在炮眼和近井地带堵塞，且受现河高温高矿影响，降解快，容易发生注入水绕流现象，有效期短。,采取措施,现有的调剖工艺技术已不适应现河复杂断块油藏的开发应用，急需一种新的堵剂进行深部调剖，改善复杂断块注水开发单元水驱效果，提高采收率。,一、前言,调剖失败的形式,之一:由于大孔道的存在不能造成堵塞，调剖剂完全失效。,一、前言,调剖失败的形式,之二:调剖剂对层位选择性差，调剖后堵塞低渗层。,一、前言,调剖失败的形式,之三:调剖深度浅，注入水绕流，调剖有效期短。,一、前言,目前国内外专家对深部调剖技术所谓的“深”和“浅”没有明确的量的界限，有的认为处理半径10m以上就算深了，有的则认为深部调剖最佳用量要达到0.2PV，甚至有人认为处理半径要达到井距的1/2。深部调剖目的是将堵剂送至地层深部，能够随着注入水不断向前运移，使注入水在油藏中不断改变流向，最大限度的提高注入水的波及体积。,深部调剖技术,一、前言,一、前言二、活性微球的评价三、活性微球的应用四、结论,提纲,聚合物活性微球,二、活性微球的评价,深部调剖技术,2.1聚合物活性微球的封堵机理,2.2聚合物活性微球的性能评价,2.3聚合物活性微球的适用性评价,二、活性微球的评价,2.1聚合物活性微球的封堵机理,小球,大球,活性微球的基本特性,2、水化好，在水中稳定存在，实现在线注入溶液/溶胶,1、初始的尺寸大小，溶胀速度和变形性可调，能进入地层深部纳米/微米材料,3、由于封堵地层的孔喉，浓度低，用量少膨胀/交联,4、在一定压力下会突破,实现逐级逐步液流改向弹性,二、活性微球的评价,二、研究主要内容,2.2活性微球性能评价,微球小球原始中心直径70nm，微球大球尺寸25um，能进入地层深部，完全满足堵剂深部调剖“进得去”的要求。,“进得去”,“堵得住”,“能移动”,活性微球经过足够的水化后，可以膨胀到亚微米或微米级，堵剂大于地层孔喉尺寸，满足“堵得住”的地层孔喉位置的要求。,堵剂为弹性的球体，在一定压力下会突破,实现逐级逐步液流改向，满足堵剂“能移动”进入地层深部调剖的要求。,二、活性微球的评价,不同浓度下封堵实验,结论：实验表明，该药剂低浓度下即可达到较大改变渗透率的特点。,二、活性微球的评价,二、研究主要内容,2.3聚合物活性微球的适用性评价,活性微球纳、微米凝胶，依靠的不是粘度封堵，因此，具有良好的耐温抗盐性能，在一般的高温高盐矿区均可以使用。在室内模拟油藏条件进行岩心驱替试验，确定微球的适应性。,二、活性微球的评价,二、研究主要内容,高温高矿下水化规律,1、温度和矿化度影响膨胀速度，微球在高温高矿下的膨胀倍数在80倍左右。2、微球在高矿化度水中的弹性好，这对调剖是非常有利的。,2.3聚合物活性微球的适用性评价,聚合物大球,聚合物小球,实验条件：温度：60渗透率：0.42dc600ppm，0.5PV污水配制最大封堵效率50,2.3聚合物活性微球的适用性评价,实验条件：温度：60渗透率：1.7dc600ppm，0.5PV污水配制最大封堵效率28.5,实验条件：温度：60渗透率：4.05dc600ppm，0.4PV污水配制最大封堵效率89.1,聚合物小球,聚合物大球,一、前言二、活性微球的评价三、活性微球的应用四、结论,提纲,对应层位：沙一21井距：250m,（1）选井,1、层内调剖高渗条带的窜通,2、堵剂粒径的选择：按照“三分之一架桥规则”确定活性微球水化前的粒径在50100nm。20天后膨胀至粒径范围为1um。,1、孔喉半径的确定：按照Kozeny公式估算该井孔喉半径在7.4um。,3、注入量设计：为达到深部调剖的目的，设计用量按1/6井距，即40米处理半径计算，用量为6000方。,4、施工浓度：选取低浓度2000ppm，按100m3/d,注入微球乳液0.2t/d。,5、注入方式：计量泵控制在线注入。,6、施工情况：施工日期2004.12.72005.2.15，累计注入68天，累计注入量13.6t微球乳液。,（2）现场施工,油井河31斜105调剖前产量66*5.4*91.8%，调剖见效期内含水下降了近2。,（3）层内调剖效果,水井河31斜114在日注量110m3/d，油压由5.3MPa升至6.7MPa，最高达到8.2MPa。,第一阶段(2004.12.8-2004.12.28)：调剖初期的21天为堵剂的注入阶段，油压在5.5MPa-5.7MPa变化不大，此时处理半径达到25m，堵剂随注入水向地层深部运移。,（4）认识,第二阶段(2004.12.29-2005.1.28)：注球后21天堵剂的膨胀阶段，注水井油压由5.5MPa升至7.2MPa，微球按设计时间开始膨胀。油井含水维持在92%左右。,（4）认识,第三阶段：初期(2005.1.29-2005.3.16)油井含水由94%至89%出现较大幅度的波动。说明微球实现注入水不断微观改向，也验证了活性微球的调剖机理。,（4）认识,第三阶段：后期（2005.3.17-目前）含水稳定在90%左右，对比调剖前含水下降了2%。8月底检泵后，在液量大幅度提高的情况下，日油由5.4t增至8.9t,含水虽比检泵前略有上升但仍稳定在92%以下，也说明在放大生产压差的情况下堵剂仍能起到调剖的效果。,（4）认识,（1）选井,河75-斜18井：因压裂改造，对应油井距离112m的河75-32发生水窜，含水由20%上升至50%左右，最高值达到70%，其后间歇注水。其它两口井一直未见到注水效果。,2、层间调剖水力压裂改造后的窜通,水井PI决策：2005年5月对河75-斜18现场进行PI曲线测试，PI0表明油水井间注水孔道已形成,但裂缝形成的方向与油井的方向存在一定角度，因此控制注水可以控制油井含水上升的速度。,注水井段中深2730米，注水井段井温在90,动态调配：调配注3天后，累注约130方，含水由62.8上升至70.2；5天后，累注约250方，含水上升至74.3，动液面上升约50米。8天后，含水上升至最高76.8，此后将配注调回到20方/日，调配期间累计注入379方水。,D六角=0.1547D=0.1547350=54m；D四方=0.4142D=0.4142833=345m。压裂砂间的孔隙直径约为50350m。在微球尺寸选择上，设计不同直径微球组合的配比，即优选初始尺寸较大粒径为5m堵剂，可以膨胀100余倍，再注入初始尺寸为70nm的小粒径微球，堵塞次生的孔隙，进行微观调整，提高封堵率。,(2)堵剂粒径优选及与地层匹配关系,(3)现场施工,2005.9.23施工，试挤21MPa；挤入初始尺寸为5um，配置3的微球调剖剂35m3，顶替液29m3；处理液合计65m3按动态调配的数据达到了0.5PV。注入排量0.10.16m3/min，泵压1719MPa；关井3天后按配注20m3/d注水；2005.9.30挤入0.5t已水化的nm级小球，泵压519MPa。,对应油井河75-32井5d后含水由72下降并持续稳定在66左右，说明堵剂在地层起到一定的堵塞作用。截止到2005年底，因含水降低该井增油102.4t。2006年5月底20.3*6.2*69.3。,（4）效果分析,河75-32井生产情况曲线图,对应油井河75-斜16，调剖前产量24.3*8*67.2，调剖后产量27*10*60，累计增油154.9t；2006年5月底30.7*6.7*78。,（4）效果分析,对应油井河75-斜10，调剖前产量3.9*2.9*18，调剖后产量9*2.9*67.5，2006年5月底14.8*4.1*72。原注水未见效的两口井液量均呈上升趋势，说明注入水已经改向，达到调剖的预期目的。,（4）效果分析,一、前言二、活性微球的评价三、活性微球的应用四、结论,提纲,1、活性微球满足“进得去、堵得住、能移动”的要求，能够封堵地层渗流通道的孔喉位置，具有逐级逐步液流改向，达到深部调剖的功能。,2、室内评价活性微球的原始尺寸、膨胀性等一系列理化指标，并模拟油藏条件研究微球水化规律，通过适用性评价认为活性微球基本能满足现河复杂断块油藏深部调剖的要求。,三、应用及创新点,创新点之一,通过微球适用性评价，初步确定不同级差的微球与现河复杂断块不同渗透率条件下的地层孔喉的配比关系，筛选出适合本油区特点的微球体系。,开展了矿场深部调剖试验，通过对注入参数、注入方式的优化，形成了聚合物活性微球深部调剖的施工工艺技术，真正意义上