和东辛深层稠油油藏堵疏一体化技术研究与应用
[摘 要]东辛深层稠油油藏丰富,但是开发过程中含水迅速上升,常规堵水措施效果较差。东辛开展了对深层稠油油藏高含水水平井堵疏一体化技术的研究,通过“堵”和“疏”的双管齐下,提高原油采收率。文中对堵水时机、堵剂的注入压力以及疏通药剂的注入压力等参数进行了研究。并且在东辛DXX68P8井开展了现场应用,效果良好。具有推广价值。
[关键词]堵疏一体化 稠油 高含水水平井
中图分类号:S453 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2018)24-0030-01
1 前言
东辛深层稠油油藏丰富,沙二段深层稠油地质储量占比85.2%。沙二段深层稠油油层埋藏深(1970-2250m)、油水流度比大(65-115),开发过程中油井一旦见水,含水迅速上升。特别是其中的水平井,生产井段中往往只有部分井段形成来水通道,从而使得不出水的井段也无法得到动用。因此,有必要在适当的时机下,对深层稠油油藏的高含水水平井井进行堵水。
但是,常规堵水措施仅仅是在来水通道处建立起堵水屏障,而稠油油藏原油粘度高、流动性较差,因此,堵水后原油仍然难以动用,来水很容易就近绕过堵水屏障,从而使得堵水有效时间短、堵水效果差。针对以上问题,东辛开展了對深层稠油油藏高含水水平井堵疏一体化技术的研究。
2 堵疏一体化技术简介及参数设计
2.1 简介
堵疏一体化技术既对来水通道建立起堵水屏障,阻止来水进一步突破井底,还对原油富集区域进行解堵和降粘,提高原油的流动性,减小油水流度比,促使来水波及更大的体积、驱替更多的原油进入井筒中,从而有选择性的对不同情况的井段产生针对性的作用,实现“堵”和“疏”的双管齐下,提高原油采收率。堵疏一体化技术的施工步骤为:①若出水段靠后,则:a.下入带封隔器的管柱,坐封将出水段和正常段隔开。b.油管注入堵剂。c.解封后注药剂全井段疏通。
②若出水段靠前,则:a.打桥塞将出水段和正常段隔开。b.下入油管注入堵剂。c.捞出桥塞后,注药剂全井段疏通。
2.2 参数设计
稠油油藏中,设生产井的日液量为Q,含水率为x,其中日产油为Qo,日产水为Qw,动液面到井底的液柱垂直高度为h,井筒截面积为A。当x=0时,全油,即Q=Qo,根据达西定律,压力梯度为:
(1)
式中,Q为生产井的日液量,cm3/s;Qo为日产油,cm3/s;A为井筒截面积,cm2;Ko为油相渗透率,μm2;μo为原油粘度,mPa·s;dPo/dho为x=0时生产压差产生的压力梯度,10-1MPa/cm;△Po为x=0时生产压差,10-1MPa;ho为x=0时动液面到井底的液柱垂直高度,cm。
(2)
因此,若生产过程中的含水率达到或高于式(8)的计算值,即达到堵水时机。
3 应用实例
3.1 参数设计
3.1.1 辛68沙二84层位及DXX68P8井概况
东辛油田辛68断块含油层位沙二84,油藏中深2285m。压实校正后渗透率范围:400~1600×10-3μm2;地层压力22.37MPa;地下原油粘度70~190mPa·s;油水流度比65~115。油井6口,平均动液面1505m,综合含水94%,接近于全水状态。辛68沙二84南高北低,DXX68P8是位于最高部位的一口井。该井2014年1月11日新投,投产时该井主要射孔井段是:2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m,2015年1月补孔井段2381.2-2390.0m合采,生产曲线如图3所示。措施前该井日产液23.5t/d,含水99.6%,接近全水。分析为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段出水。因此设计该井进行堵疏一体化施工。
3.1.2 DXX68P8井参数设计
①堵水时机:根据辛68沙二84层位数据,可得:hw=2285-1505=780m;△pw=22.37-780×9.8×1000=14.726MPa;K=400~1600×10-3μm2(取两端数值计算);μo=70~190mPa·s(取两端数值计算),M=65~115(取两端数值计算)。
代入式(8)计算得:含水率x=1.76%~55.08%。因此,该层位的生产井含水率最高达到55.08%时,稠油就已经无法启动。②堵剂注入排量.根据DXX68P8井的情况,须使堵剂进入出水井段,而不会向2381.2-2390.0m扩散。因此:μo=190mPa·s;K=1099.7×10-3μm2;出水端渗透率按加权平均法得K堵=302.7×10-3μm2;面积A为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段的套管内表面积,套管半径为0.06068m,即:A堵=0.339m2;堵剂配成水溶液注入,因此粘度接近水:μ堵≈1mPa·s。代入式(11)计算得:最大排量为6.43m3/d。当排量低于该值时,堵剂不会污染油层。
③疏通药剂注入排量该井生产井段的渗透率按加权平均法得K疏=587.19×10-3μm2;面积A为四段生产段的套管内表面积,即:A堵=0.373m2。代入式(14)计算得:理论最小排量为13.70m3/d。因此,实际设计值保持在该值附近。
3.2 施工步骤
①通井、刮管,用80℃以上热污水将井筒清洗干净。②下入堵水施工管柱,并打压坐封。如图4所示。③油管注入堵剂段塞300m3(功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液),施工排量4-6m3/h;然后注入顶替液100m3,关井5天。④环空注入疏通药剂10m3(生物表面活性剂),施工排量10-15m3/h,然后注入顶替液30m3,关井2天。⑤下泵生产。
3.3 措施实施情况及效果
该井2017年2月6日上作业进行堵疏一体化施工。2月22日-25日油管注入堵剂300m3(功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液),顶替水100m3,施工排量和施工压力如图5所示,注完后关井5天;3月3日从环空注入疏通药剂10m3(生物表面活性剂),顶替水30m3,施工排量和施工压力如图6所示,关井2天。3月11日开井生产,生产曲线如图7所示。竖线前为措施前生产情况,竖线后为措施后生产情况。对比可见,日液量有小幅度上升,日油明显上升,含水率明显下降。措施后至目前开井102天,日液量28.7t/d,日油3t/d,含水89.5%。累增油208.9t。效果良好,并且继续有效。该技术具有一定的推广价值。
参考文献
[1] 孙建芳.胜利油区稠油非达西渗流启动压力梯度研究[J].油气地质与采收率.2010.17(6):74-77.
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