活化稠油堵水技术的应用及效果评价.ppt
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活化稠油堵水技术的应用及效果评价.ppt
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采油工艺研究所,活化稠油堵水技术的应用及效果评价,提纲,前言技术机理堵剂性能参数优化研究工艺改进及效果分析存在的问题结论及下步工作设想,由于多年的注水开发,稀油区块高渗透层已形成水洗通道,并且纵向厚度较大,是导致油井高含水。
稠油区块长期的吞吐降压开采,致使边底水平面上呈指状推进,纵向上呈单层突进,油井出水状况不断加剧。
为解决这一难题,我们采用了活化稠油选择性堵水技术,以达到控水稳油的目的。
通过选井、设计、工艺等方面不断优化和改进,使该技术保持了比较稳定的效果,在我厂的生产中发挥了不可替代的巨大作用。
2003年1月至2007年11月,我们在采油一区累计实施该措施208井次,增油74203吨。
前言,技术机理,堵剂形成机理,乳状液的形成是活化稠油堵水的前提,W/O型乳状液性能直接影响活化稠油堵水的效果。
乳状液是由两种不相混溶的液体组成的混合物,其中一种液体以滴状的形式分散于另一种溶液中,用乳化剂使之稳定,分散状的液滴称为内相,包围分散液滴的流体称为外相或连续相。
W/O型乳状液一般有三种基本组成:
a.水(分散相或内相);b.油(连续相或外相);c.乳化剂。
W/O型乳状液形成应满足的两个条件:
a.两种液体互不相溶;b.充分搅拌作用。
乳化剂是一种或多种表面活性剂的混合物,它可以改变油水界面物性。
如原油中的沥青胶质、金属盐、粉砂、粘土及其他天然的或合成的化学物质。
在规则的W/O型乳状液中,乳化剂一般存在于油相,它在油水界面处聚集,形成阻碍水流结合成连续相的物理障碍层。
乳化剂微粒在油相中移动,带动它周围的水滴,使水滴在油相中保持悬浮状态。
原油改性活化剂是由油溶性表面活性剂、高分子聚合物及乳状液稳定剂复配而成的一种复合W/O型乳化剂,它外观是淡黄色粘稠液体,密度1.16-1.20g/cm3,PH值为6-8,凝固点低于-30,耐温最高达120。
技术机理,乳化剂的性质及作用,1.W/O乳状液物理堵塞原理稠化油由低粘稠油和定量的乳化剂组成,进入水流通道后,通过渗流作用与地层水或注入水乳化形成高粘的W/O型乳状液,堵塞出水孔道,从而增加驱替水的流动阻力。
同时高粘的W/O型乳状液在水层中不断形成分散的乳状液球,通过贾敏效应堵塞孔喉,起到降低出水层回压,减少油井产水的作用。
2.稠化油的相似相溶原理稠化油的基液为低粘稠油,一部分与地层水或注入水形成W/O型乳状液,一部分遇到地层原油后可与之融合,不伤害油层,在油井生产时产出,达到选择性堵水的目的。
技术机理,堵水机理,堵水机理,3.稠化油在岩石表面吸附原理稠化油中的乳化剂,稠油中的胶质、沥青质等都是表面活性剂,注入地层后吸附在岩石孔壁上,发生润湿反转作用,改变其润湿性,即由亲水性变为亲油性,使得原油吸附在岩石孔壁上,达到收缩水流通道,阻碍水的流动,降低出水层回压的目的。
4.稠化油对油层的疏通原理稠化油注入到油层,特别是含油饱和度高的油层时,由于外注压力较高,加之油层回压较低,此时可起到疏通油层、提高油层回压,形成合理的层间压差关系,缓解层间矛盾,从而有利于原油产出的作用。
技术机理,堵剂性能参数优化研究,实验结论一,相同的条件下,乳化剂用量越大所形成的W/O型乳状液粘度越高,但用量超过8%以后,W/O型乳状液粘度上升幅度较小,因此乳化剂用量在5%-7%之间。
堵剂性能参数优化研究,实验结论二,60以下,W/O型乳状液粘度变化较小。
堵剂性能参数优化研究,实验结论三,在50静止条件下,120h内W/O型乳状液粘度变化较小,无明显的油水分离。
工艺改进及效果分析,该技术的工作量主要集中在采油一区,我们就以该区的生产形式变化,及活化稠油堵水技术增油效果。
来详细分析该技术改进和应用情况,以便为今后更好的发挥该技术的作用提供依据。
左图为采一五年的产油情况,从图中可以看到2005年-2006年该区年产油下降明显,年降产5万吨,2007年新井产量好,年产油量有所上升。
工艺改进及效果分析,2004-2007年采油一区措施情况对比表,2003-2007年活化稠油堵水效果统计表,工艺改进及效果分析,项目实施状况:
2007年完成的四项主要工作:
(1)区块剩余油分布规律的影响稀油区块受注采井网控制,为断块剩余油在平面上呈零星分布,富集在断块的边角地区和注采关系欠完善的井区,纵向上存在于油层物性差和厚油层的顶部,因此选择断块边部井,最好是注水为逆向驱替或单向受效井。
如锦16兴的东北边角地带剩余油分布较集中,中部和东南部剩余油呈点状零星分布,应优先选择。
稠油区块受注汽轮次增加和原层段采出程度较高的影响,其剩余油主要存在于纵向上未动用或动用程度差的油层,所以选择有一定产能、生产周期较短的油井或调、补层井。
工艺改进及效果分析,选井规律的再认识,工艺改进及效果分析,选井规律的再认识,
(2)油井原油粘度的影响高粘稠油或超稠油井在地层温度较低条件下,其油水连续相特征不好,油井生产周期相对较短。
低粘稠油井受温度影响较小,油井生产周期也较长,其油水连续相特征较好,这一点与稀油井相似,因此应选择50时地面原油粘度在1500mPa.s以下的油井。
(3)井温变化的影响室内研究表明:
活化稠油中原油受温度影响大,井温超过60时,原油粘度下降幅度大,所形成的乳状液粘度也很低,不能保证堵水效果,因此稠油井实施该技术应在注汽后生产30d以上,井温降至60以下。
(4)断块水淹程度及油井生产参数变化的影响综合油井1-2年的生产参数变化,选择有过较高产油期,且近期含水上升明显的油井,避免选择处于严重水淹区和注入水水窜区的油井。
工艺改进及效果分析,
(1)堵剂突破压力的确定通过正交试验,得出突破压力与堵剂用油及油层参数关系的经验表达式:
PD=/Kf0式中:
PD-突破压力,-用油粘度,-油水界面张力,K-渗透率,f0-含油饱和度。
(2)处理半径的确定R=(PGPC)/PD式中:
PG-地层压力MPa,PC-井底压力MPa,PD-堵剂突破压力MPa,(3)堵剂用量和确定Q=R2HSWi式中:
R-处理半径m,H-油层厚度m,-油层孔隙度%,SWi-束缚水饱和度。
优化堵剂用量设计,工艺改进及效果分析,根据油井的生产时间较长,采出程度较高,注入水或地层水已在大部分油井形成了较大的水流通道的实际情况,逐步加大堵剂用量,以提高处理半径,增大堵剂突破压力,延缓堵剂突破时间,2007年较2006年单井处理半径提高0.3m,堵剂用量提高20%。
加大堵剂用量,提高封堵半径,2007年我们主要做了下面四项工艺改进,工艺改进及效果分析,锦2-7-217螺杆泵井历次堵水效果统计表,工艺改进及效果分析,加大锦16块兴螺杆泵井实施力度,效果显著。
延长焖井时间。
由1-2天提高到3-5天,使得堵剂在地层下反应更充分。
及时对施工井调参降液生产,避免堵剂反吐过快而影响封堵效果。
1670,619.3,248,92,稠化油堵水2007年工作总结,15.40,15.36,8,7,17,30,33.72,69.73,2995.4,6570.3,112.6,106.1,176.2,219,73,90,工艺改进及效果分析,2006与2007年同期稠化油堵水效果对比表,稠化油堵水2007年工作总结,工艺改进及效果分析,稠化油堵水2007年工作总结,表4、锦16块(兴)螺杆泵稠化油堵水效果统计表,工艺改进及效果分析,存在的问题,1.采出程度高,油井剩余油饱和度降低,单井增油量呈下降趋势。
2003年以来,年增油量较稳定,但在有效率、有效期提高的同时,平均单井增油量呈下降趋势,这与采油区生产形式相同。
2.受开发形式的影响,活化稠油堵水技术面临选井难、选高效井更难的问题。
最近两年,我们也在拓宽选井面,将锦16兴中西部部分井纳入选井范畴,但该区域油井受注水和出砂影响大,时常出现注入压力过高,无法完成施工的情况,锦16兴东北边角区域,随着采出程度的提高,出现增油幅度下降的情况。
稠油区块吞吐周期越来越长,且老井多,可选井数量下降。
表11列出了五年来高效堵水井情况,2004年该技术4口井增油8065吨,占当年总增油量的近60%,2003年和2005年也占32%左右,2006年只有1口高效井,增油1652吨,占当年总量的17.7%,2007年没有超过1000吨的措施井,因此必须与采油地质单位合作,加强区块剩余油分布研究,使提高工作量和增油效果成为可能。
存在的问题,活化稠油堵水特高效井效果统计表,稠化油堵水2007年工作总结,
(一)该技术适应老区生产形式变化,技术更加完善,现场应用取得了较好效果。
(二)增加堵剂用量对提高措施有效期和保证增油效果行之有效的,也是势在必行。
(三)继续加大选井工作力度,确保措施工作量和效果。
(四)认真排查螺杆泵井的情况,进一步扩大该技术在螺杆泵井上的应用。
结论及下步工作设想,采油工艺研究所,汇报结束,谢谢!
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- 活化 稠油堵水 技术 应用 效果 评价