利用油溶性暂堵剂提高水平井酸化酸解堵能力的研究

利用油溶性暂堵剂提高水平井酸化酸解堵能力的研究

酸化是实现高产、增注的重要措施。对于多层压裂和厚油储量的酸化，其工艺和方法的选择非常重要。暂堵酸化技术可以有效地解决大厚层纵向非均质和多层油藏各层不同堵塞程度的酸化解堵问题,有利于恢复和改善纵向出油气剖面或吸水剖面,是一种有效、简单、易行的酸化技术。暂堵酸化是利用酸液优先进入阻力最小的高渗透层,在酸液中加入适当的暂堵剂。随着注酸过程的进行,高渗层吸酸多,暂堵剂的进入量也多,对高渗层的外部形成一个外滤饼,从而迫使后来的酸化解堵液进入低渗透层或受伤害严重层,逐步改善酸液进入各小层的酸量分布,最终达到各层均匀酸化的目的。内部评估1.临时堵塞的理化性能(1)分布通过测试精研制粒得到的微粒表明,暂堵剂具有较小的粒度分布,75%的微粒分布在30μm以下。(2)油溶在100mL煤油中加入4g精研制粒样品,不同温度下测定不溶物含量,试验结果表明,暂堵剂在不同温度下在煤油中的不溶物极低。(3)耐温性暂堵剂的软化点在95℃-110℃之间。(4)下进行配伍性实验将常规盐酸、常规土酸、氟硼酸、高一联污水、清水等油田常用工作液与暂堵剂在室温及地层温度下进行配伍性实验,其实验结果见表1。从表1实验结果来看,油溶性暂堵剂在各种工作液中分散后,形成白色、淡黄色絮状物。高一联的污水样品的矿化度均在1800mg/L,但因为其含油量和固相颗粒含量较高,所以暂堵颗粒稍呈黄褐色,但对暂堵颗粒的本身性质没有影响。2.筛管压力及泵压为了保证暂堵剂顺利通过筛管,开展了暂堵剂过筛管实验。实验结果为:启泵后排量500L/min,注入2min后,压力为0MPa;加大排量到700L/min后,压力上升至0.7MPa,停泵后暂堵剂在筛管中自然下沉10min;在启泵后,排量700L/min,泵压0MPa。说明暂堵剂顺利通过筛管,不会造成挤注时回压过高,引起地层坍塌。3.岩心暂时封锁试验(1)岩心渗透率测定为了试验压差对暂堵效果的影响,选用原始渗透率为187.16mD的人造岩心,在不同压差下测定暂堵后的岩心渗透率。试验结果表明:当压差为0.4MPa时,暂堵率已达到99.5%;当压差为0.6MPa时,试验岩心渗透率已小于1.0mD;当试验压差大于0.8MPa后,岩心暂堵后的渗透率基本为零。随着压差的继续增大,岩心的渗透率已基本不变了。(2)岩心流动性试验为了检验暂堵剂的解堵效果,采用人造岩心在室内进行岩心流动试验。试验结果表明:暂堵剂对不同渗透率岩心的暂堵率均大于98%,而渗透率恢复可达95%以上。说明暂堵剂具有优良的屏蔽暂堵效果和解堵效果。现场应用1.分段处理,分段处理(1)对于一个较长的小层,层内受伤害程度存在差异,在酸化过程中需要分段处理的油井。(2)对于一个厚度较大的小层,但层内渗透率差异较大,在酸化过程中需要分别对不同渗透率层段进行酸化处理的油井。2.口井暂堵施工截止2006年11月,已在G104-5区块施工了14口井次,12口井暂堵后泵压平均上升3～4MPa,现场暂堵施工成功率达到了92%。施工后G104-5cp15、G104-5p34、G104-5p54,三口井效果不明显,其余井均获得了较好的降水、增油效果。3.酸液体系及原理G104-5cp5井是位于G104-5区块Ng12油藏较高部位一口水平井,日产液41.7m3,日产油4.1t,含水90.1%,动液面756m,功图显示供液不足。分析认为:①该井自投产后,未发现出砂,排除砂埋油藏可能性;②原油粘度不高,不存在因稠油而引起产液量低的问题;③该井作业后,液面较低,地层存在入井液污染;④该井自投产后,没有实施过任何酸化措施,可能存在近井地带堵塞的问题。考虑到该井层间渗透率差异很大,且含水很高,该井应属高含水油井。若采用笼统酸化,酸液很难进入低渗层或污染带,则会导致酸化效果不明显,严重者将会导致整个酸化过程失败。综合分析后制定酸液体系为:暂堵体系15m3(2.25t酸化用暂堵剂+酸洗液至15m3);稠化酸15m3;氟硼酸溶液30m3;土酸溶液15m3;氯化铵溶液45m3。施工过程中,对各个施工工序的压力变化情况进行了现场记录,具体压力变化情况见图1。暂堵酸解堵工艺技术1.油溶性屏蔽暂堵剂,可以适应地层温度在45～90℃之间的不同地层的需要。2.油溶性屏蔽暂堵剂依靠地层自身的温度即可达到暂堵和解堵的目的,其暂堵率≥98%,解堵率≥95%。3.暂堵酸化解堵工艺技术不仅能有效地解除层内非均质的堵塞,同时也可恢复、