特稠油割缝水平井堵水技术

特稠油割缝水平井堵水技术

一、特稠油岩层zasta油田由toat、pdvsa和statiusl联合组建的siclorational。这是巴西四个具有战略意义的油田之一。该区块300～500m是松软的砂岩层,属于特稠油油藏。在油藏条件下,原油重度为7.5°～9.0°API,黏度在1800～3500cP之间。原油是通过水平段长1400m的水平井进行自然开采的,原油在井眼或井口处同降黏剂混合,被稀释的原油送到处理中心进行脱水、脱气处理,净油通过管道输送到上一级加工车间加工成一种叫做Zuata的低硫高质(32°API)合成原油,污水回注到Oficina低水层。二、井身及采空量确定IB03井是1999年在SINCOR油田西南部钻成的第一口井,完钻井深2086m,油层厚25m,水平段长1350m,7in割缝筛管完井,缝长20in,缝宽0.02in。2000年12月17日投产,初期最大产量为2400stb/d(stb\_\_储罐桶数),折合成采油指数为12stb/d/psi(psi\_\_lb/in2),不含水。2个月后开始出水,原油产量迅速降到700stb/d,产水1100stb/d,含水量达到60%,后又增至80%。2001年10月至2002年9月期间关井。三、井内回采点内水层不稳定区域为了准确找到出水点,2001年6月将光纤电缆下到水平井段内,测量水平井段的温度变化曲线,以此来确定出水点的具体位置,因为水的侵入是导致温度升高的直接原因。温度是每米一测,并取10min的平均值作为计算值。该区块含水层位于油层下21m处,这意味着水的温度比原油温度高0.6℃。从IB03井温度曲线上可以看出,在1710m(斜深)处温度升高0.2℃,考虑到水穿过油层时被一定程度地冷却,这表明最可能的出水点就在1710m附近位置。这一点正好是垂直深度的最深点,而且水平井段穿过出水点前的页岩段。由于水层比较薄,油/水运移比高(大约2000),所以水从含水层进入井眼是完全可能的。根据地质解释资料,决定封堵住出水点以下的地层,一旦封堵成功,井眼穿透的页岩就会阻止油层上部水进入井眼。作业前为进一步确定该井的生产状况,2002年9月重新投产,2周内原油产量为400stb/d,产水为2280stb/d,含水为85%。四、第一次堵水作业失败后至第一井出水点找到后,决定进行堵水作业,以便封住出水层和下部的页岩层,由于出水点井深1710m,位于油层开采段以下,所以决定废弃采油段下部的部分井段。第一次打算采用连续油管进行堵水作业,但由于下井遇阻和井内金属软管成团等问题,最后不得不采用修井机和3in钻杆进行。洗井钻具组合包括:6in钻头,适用于7in套管的5in打捞篮和适用于9in套管的7in打捞篮。这套组合轻松下到第一次遇阻点(1236m斜深)处。由于第一次堵水作业失败后已关井2个月,所以作业前先用有机溶剂进行洗井作业,先在第一道水泥环隔层处注入40stb,接着在需要进行凝胶和水泥处理的隔层前注入90stb。将一套选择性挤注封隔器组合工具下到第一道水泥环深度处,检验所有盲板的橡胶皮碗是否密封。第一道水泥环位于1807～1846m(斜深)隔层之间,起出封隔器组合工具,可以看到水泥正好在两个皮碗间,表明注入的第一道水泥环非常成功。由于封隔器起出后水泥可能会返流到7in套管内,所以在注入另外两道水泥环前先下入水泥承接器。水泥承接器顺利地下到1834m(斜深)处,从起下管柱可能看到水泥的痕迹。起出管柱后下入封隔器准备注第二道和第三道水泥环。第二道水泥环在1622～1651m(斜深)隔层处,起下封隔器后注入第三道水泥环,第三道水泥环位于1554～1583m(斜深)隔层处。起出封隔器后将水泥承接器下到采油井段。第二套水泥承接器位于处理层下端,大约1635m斜深处,其目的是隔离7in套管内环空。第三套(最后一套)水泥承接器安放在1581m斜深处,这样需要处理的层段就被全部隔离开来。200stb聚合物凝胶与20stb超细水泥一起通过注水泥插头挤入到第三道水泥承接器内,这样需要封堵的层位就按照设计要求进行封堵。重新下入采油泵和光纤监测仪。下泵作业必须在凝胶和超细水泥充分凝固几个小时后按设计要求完成,如果不这样,被挤入地层的凝胶和超细水泥就会返流到套管内油泵处堵塞油泵。五、井1周后油层分离该井于2002年12月完成堵水和下泵作业,考虑到凝胶能较好地凝固,比原计划多延迟了一段时间才投产。2003年3月投产后,2周内含水量由55%降到低于5%,随后含水量稳定在2%～3%左右,原油产量为1000stb/d。随着生产指数的下降,同时为防止出气而控制井底压力的情况下,原油产量稳定在800stb/d。2003年5月关井1周,主要原因是同初期相比井口压力升高,而渗透率仍在正常范围内:初期为17D,堵水后是19D。从结果中可以推断出被挤入的化学剂并没有对油层造成伤害。该井初期生产指数是12.4stb/d/psi(psi\_\_lb/in12.4stb/d/psi(psi\_\_lb/in2),考虑到该区块地层倾向和净砂量的减少,预计生产指数为3.4stb/d/psi,而实际生产指数是2.8stb/d/psi。结论表明在水平段内被隔离的上部井段,也就是1554m以上的井段都是油层。2003年6\_7月关井,随后的采油情况表明水再次侵入到IB03井眼。含水量由2003年7月的10%增至2003年10月的16%。光纤探测仪表明水是来自于采油井段的底部,预计是从封堵层的后面进入到油层的。2003年10月,该井采油600stb/d,超过堵水前稠油产量的50%。从2003年3月到2003年10月的152天内,该井共计生产稠油120000stb。假设不进行堵水作业,稠油产量是400stb/d,那么经堵水后增加的稠油为6×104stb,而相关的作业费用为95万美元。这些费用必须由增加的原油来支付。六、改善作业方式95万美元的作业费用具体分布如下:光纤找水8万美元,连续油管作业36万美元,修井机作业51万美元。由于对井眼情况预计不够,导致用连续油管作业失败,从而使第一次现场测试作业费用偏高。此外,没有对作业过程和堵水剂进行优化,使得封堵只在同样长的井段内进行,而且仅仅修井机一项就得花费56万美元,包括起下钻费用和下采油管柱费用。根据现在所掌握的知识,作业费用和堵水剂的费用都能降低,其中性能相似而价格低廉的堵水剂可以采用现场试验的方式来确定其有效性。从作业角度上分析,作业时间和作业设备可以进行优化。就目前而言,整个堵水作业只需5～6天时间。由于是第一次进行现场试验,所以要求使用的堵水剂储备罐、堵水工具和现场服务必须是最好的。必须指出的是每一次特定的堵水作业都具有特定的堵水技术,代表的是不同的堵水方式。因为这是第一次现场测试和堵水试验,所以在作业效果和经济方面都算是成功的。七、石油特征从IB03井堵水事例可以看出,要想准确设计堵水,必须从多个角度来分析出水层。1、堵水作业点如果出水点靠近采油井段端部,建议废弃采油井段底部的部分井段,IB03井就是这种情况。然而对于水平井段较长的井,堵水作业难度可能比较大,使用连续油管能够加快作业进程。如果出水点靠近采油井段根部,堵水作业相对来说比较简单。在这种情况下,必须保留下部采油井段以确保其经济价值,为此要将出水点以上的套管清理干净。这种情况下的堵水作业目前在Sincor油田还没有出现过,但准备作为特稠油藏水平井的下一步堵水试验。2、采油区存在一个带的页岩如果水泥和凝胶能够进入页岩周围,将有助于提高水平井的堵水效果,因为地层水需要花费更长时间来找到新的进入井眼的通道。3、采井段如果采油的水平井段稍微有点倾斜,这样增加了水侵入油层通道的曲折度,从而延缓了堵水作业后迟早到来的水侵。八、采用光纤工具进行堵水作业找到出水点是任何堵水作业是否成功的关键。合适的测井或监测仪是必须的。否则即使设计准确,但由于堵水剂注入到不恰当的层位,堵水作业也会失败。如果水来自于油层下的含水层,光纤技术提供了在水平井内找水的好办法。只要油、水间温差在1℃以上,也就是说水层位于水平井油层下至少15m,光纤工具就能识别由于水的侵入而导致的温度升高。对Sincor地区第一次堵水作业进行积极的经济评价以后,采用该堵水技术需要进一步探讨降低成本的问题。作业方式和堵水剂都存在降低成本的可能性。在Soncor区块裸眼/割缝筛管完井的井中,可能不用水泥环的方式进行堵水作业,采用何种方法取决于稠油的黏度和油、水运移速率的差异。堵水剂的成本也能大幅度地降低。通过现场测试凝胶封堵块的渗透率来确定最佳的堵水剂用量。作为一个可变参数,排量必须经过精确计算以达到最优的排量。此外,可以在直井中采用整体挤注的方式来测验堵水剂的效果,但结论不能直接用于水平井。值得注意的是这种堵水