孤岛油田稠油热采防砂技术及设计方案.docx
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孤岛油田稠油热采防砂技术及设计方案
摘要
本文针对孤岛油田开发过程中稠油油井出砂和防砂存在的问题,对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选和改进。
粉细砂岩油井由于埋藏浅、地层压实程度低、胶结疏松,在较大生产压差下容易出砂。
研究表明,采用油并分级砾石充填防砂方法,并辅以物理解堵工艺和粘土防膨工艺,能明显增加油井产量、延长防砂有效期。
稠油热采井由于地层疏松以及高温高压蒸汽的注入和高强度的采液,对油层产生了极大的冲击和破坏,这是造成稠油热采井出砂的原因。
通过室内试验和研究,确定了采用注汽前化学一机械复合防砂一次性工艺以及高孔密射孔和地层深部处理配套技术,达到了提高稠油热采吞吐效果和防砂的目的。
孤岛油田属于胶结疏松的砂岩油藏,随生产压差增大容易出砂。
本文对影响出砂因素进行了分析,研究了剪切、拉伸对砂岩的破坏机理,总结了出砂预测方法,进而对防砂方法和相应配套工艺技术进行了筛选和改进。
关键词:
油井防砂方法;油井生产配套工艺;孤岛油田
Abstract
AccordingtotheproblemsofsandproductionandsandcontrolintheGudaooilfield,themechanismsofsandproductioninvariouswellswereanalyzed,andthesandcontrolmethodsandmatchingtechnologywerestudiedinthisthesis.
Thefinesiltstonereservoirislikelytoproducesandunderlargerpressuredropsbecauseofitsshallowdepth,worsecompactionandunconsolidated.Toprocesssuchwells,graduatedgravelpackingcombinedwiththephysicalunpluggingtechnologyandtheclayexpandingprotectiontechnologywasused.Duringthethermalrecoveryofheavy-oil,theinjectionofsteamunderhighpressureandhightemperatureandtheproductionwithhighrate,thechemical-mechanicalsandingcontrolmethodbeforetheinjectionofsteamandmatchingtechnologywereselected.Usingsuchmethodscangreatlyimprovetheeffectofsteamsoakduringtheheavyoilrecovery.
GudaoOilFieldisasandstonereservorecementinglooselywhichiseasytoproducesandunderlargerpressuredrops.Inthisarticle,wewillanalyzethereasonssuchasthegeologicalfactors,theexplortationfactorsandthewellcompletionfactorsandthewellcompletionfactorsthatleadstothesandproduction.Andwedosomeresearchtothedestroyingmechanismofsheraforceandtensileforce.Thenweconcludedsomemethodstoforcastthesandproductionandmimprovethesandconteolmethodsandmatchingtechnology.Duringthethermalrecoveryofheavy-oil,theinjectionlfsteamunderhighpressureandhightemperatureandtheproductionwithhighrate,thechemical-mechanicalsandingcontrolmethodbeforetheinjectionofsteamandmatchingtechnologywereselected.
Keywords:
sandcontrol;matchingtechnologyofoilproduction;Gudaooilfield
1绪论
1.1研究的目的和意义
自1971年孤岛油田投入开发以来,影响开发生产的主要矛盾一直是砂、稠、水。
进入90年代后,孤岛油田主力油层进入特高含水期开采阶段,经过长期的注水、大泵提液、强注强采以及Ng1+2油层、稠油低品位油藏的动用,油层状况发生了很大的变化,砂埋油层、砂卡油管、砂磨油泵等“砂害”更加严重和复杂化。
常规的、单一的防砂工艺技术己难以满足开发生产需要,造成很大一部分油井因防砂失败而无法正常生产或长期停产。
因此,及时进行防砂技术研究与应用,对孤岛油田的稳产、高产具有重要的意义。
针对孤岛油田生产变化,需要不断对稠油井防砂技术及配套工艺进行研究,以达到稳产、高产的效果,同时为国内类似油田开发提供技术依据。
1.2国内外研究现状
国外油气井防砂工艺技术研究起步较早,最初采用限产的办法来控制油气井出砂,1932年开始采用砾石充填方法,目前国外在油气井防砂方面主要以机械防砂为主,约占防砂作业的90%,其中绕丝筛管砾石充填经过不断的完善和发展,到八十年代己发展成为一项较成熟的技术,如美国的贝克一休斯公司,道威尔一斯伦贝谢公司,哈里伯顿公司等都拥有自己专门的防砂器材、施工设备和施工工艺,从砾石充填工具、封隔器、滤砂管、泵送设备到施工液、化学药剂、技术咨询、现场服务等形式一条龙服务。
随着油田的进一步开发,为满足其复杂性和多样性的要求,减少油井作业成本和修井费用,现在又相继研究开发出各种类型的滤砂管、可膨胀性割缝筛管和压裂防砂、过油管防砂等防砂工艺技术。
化学防砂六十年代在美国墨西哥湾地区曾占据防砂作业的主导地位,但由于机械防砂的完善和发展,其主导地位逐渐被后者所取代。
进入九十年代后,性能较好的固砂剂不断出现,化学防砂的前景又趋看好。
目前,国外化学防砂主要有树脂防砂、树脂深层砾石防砂、焊接玻璃固砂及四氯化硅固砂等方法,基本可满足某些特殊出砂井的防砂需要。
国内防砂工艺技术的发展已有数十年的历史,其中起步较早,防砂工艺技术比较配套,已形成规模的研究单位是胜利油田防砂中心,该中心是1982年在联合国开发计划署资助下创立的,是全国唯一一所油气井防砂技术研究中心。
近几年,辽河油田、大港油田在油气井防砂方面也作了大量工作,使防砂工具器材及防砂工艺等有了进一步发展,丰富和提高了国内防砂工艺技术水平。
国内化学防砂在60年代开始研究应用,很快形成能力,酚醛树脂溶液地下合成、水带干灰砂等多种防砂工艺,成为当时主要的防砂方法。
随着油田的深入开发,70年代开始了机械防砂的研究,首先研制成了环氧树脂滤砂管并广泛应用,取得了良好的效果;进入80年代,在学习国外技术的基础上,又研制开发了以绕丝筛管砾石充填为主导的机械防砂技术;到了90年代,多种防砂工艺技术获得了广泛应用。
目前国内己形成机械防砂、化学防砂工艺和复合防砂工艺三大体系的油气水井防砂工艺技术。
近年来,国内机械防砂工艺技术发展较快,相继研究开发、发展了绕丝筛管砾石充填防砂工艺、树脂滤砂管防砂工艺、金属棉滤砂管防砂工艺、双层预充填筛管防砂工艺、金属毡滤砂管防砂工艺等多种防砂工艺技术,可适用于常规井、热采井等不同类型油气水井防砂,仅胜利油田防砂中心在国内陆上、海上十几个油田现场应用9000余井次,施工成功率达90%以上;化学防砂近几年发展也很快,常用的化学防砂工艺主要有:
酚醛溶液合成防砂、水带干灰砂人工井壁防砂、水泥砂浆人工井壁防砂、酚醛树脂核桃壳人工井壁防砂、脉醛树脂核桃壳人工井壁防砂、树脂涂层砂防砂等。
化学防砂由于其施工简单,防砂后井内无异物而受到现场施工人员的欢迎,目前该项技术已累计施工数千井次,成功率达到了75%以上,取得了良好的防砂和增油效果,对孤东、孤岛等油田的高效开发发挥了重要作用。
复合防砂是近几年研究开发的一项新型防砂工艺,它是针对地层亏空的老井或地层砂较细的井而采用的一种综合防砂工艺,是将化学防砂和机械防砂有机结合起来的一种复合防砂工艺。
由于机械防砂和化学防砂的方法、种类繁多,由此形成的复合防砂方法也就多种多样。
目前应用较广的主要有涂料砂加滤砂管与涂料砂加砾石充填两大类,该项技术在胜利、大港及青海油田进行了现场应用,防砂效果良好,保证了油井的正常生产。
随着压裂技术和连续油管、过油管技术的不断进步,近几年,压裂防砂和过油管防砂工艺技术在国外发展迅速,并己形成规模,大量进入现场应用,取得了较好的防砂与增油效果。
目前国内己开展了压裂防砂的研究,除了国外常用的端部脱砂压裂防砂工艺外,另外有所突破,现场应用方面也取得了良好的效果。
胜利油田井下作业公司研究开发的PS防砂工艺技术,吸取了国外压裂防砂技术的长处,并有所创新,具备自己的特点,不仅在国内占有了一席之地,在土库曼司坦更是获得了前所未有的成功。
过油管技术目前国内还未着手这方面的研究工作,但该项工艺对中后期低产井、海上油井和套管损害严重的井意义尤其重大,它不仅可以大大减少油井的修井费用,而且可以解决常规防砂技术无法解决的难题,经济效益显著。
因此,目前国内迫切需要进行过油管防砂工艺技术方面的研究和应用。
1.3研究的目标、技术路线及所完成的工作
1.3.1研究的目标
疏松砂岩油藏在我国分布范围广、储量大,其油井产量在原油总产量中占有十分重要的地位,如我国的胜利、辽河、华北、大港以及渤海、南海等油田,其疏松砂岩油藏储量非常丰富。
疏松砂岩油藏开采中的主要矛盾之一是油层出砂。
油层出砂可分为游离砂和骨架砂,现场实践与室内试验均表明:
游离砂随流体进入井内的程度取决于井底压差、储集层物性和采出液的物理性质,并随压差线性增大,这种类型的出砂在疏松油藏开发中不可避免地存在,一般属于不稳定出砂,量少且其它生产条件不变时递减很快,对生产的影响较小。
骨架砂破坏后成为自由砂是油气井出砂的重要来源,这是防砂治砂的主要对象。
由于油藏岩石的疏松程度以及油藏的温度、压力、流体性质、钻井完井措施等不同,各油藏及油井的出砂情况也不一样,有的油井只要一开井生产就会出砂;而有的油井只是在作业强度、生产压差、地层压力、含水程度等参数超过某一限值时才出砂。
因此,各个区块或油藏都有其各自的出砂原因,只有有针对性地进行相应的研究,开展出砂机理和出砂原因的研究和分析,找出各区块或油藏的出砂原因、出砂规律,确定防砂原则,进行防砂方法优化选择,从而在此基础上拟定切实可行的防砂措施。
本文针对孤岛油田开发过程中油井出砂和防砂存在的问题,通过室内试验,对不同类型油井的出砂机理进行了研究,对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选并提出改进意见。
1.3.2技术路线
以油藏出砂的基本理论为蓝本,充分运用国内外比较成熟先进的防砂技术与工艺,围绕孤岛油田原有常规的,单一的出砂预测的方法研究和防砂方法的选择。
展开到稠油热采井的出砂预测的方法研究和防砂方法的选择,复合防砂工艺研究与应用。
2出砂原因和出砂机理
影响地层出砂的因素大体划分为三大类[1],即地质因素、开采因素和完井因素。
第一类因素由地层和油藏性质决定(包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成,胶结物及胶结程度,流体类型及性质等),这是先天形成的,当然在开发过程中,由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响,从而改善或恶化出砂程度;第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响,很多是可以由人控制的,包括油层压力及生产压差,液流速度,多相流动及相对渗透率,毛细管作用,弹孔及地层损害,含水变化,生产作业及射孔工艺条件等。
通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系,可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。
2.1出砂因素
2.1.1水平构造作用力下的胶结地层易出砂
由岩石力学理论[1]可知:
在疏松砂岩地层中只要完成钻井,则在井壁附近总是存在一个塑性变形地带,塑性带的稳定条件是[2]:
(2-1)
(2-2)
式中:
σ1——最大主应力,MPa;
p0——地层孔隙压力,MPa;
s0——岩石固有剪切强度,MPa;
β——破坏角;
α——内摩擦角。
对于疏松砂岩,一般地:
,
则(2-1)式右端
。
左端表示岩石颗粒承受的有效径向应力,可见(2-1)式左端径向应力
,则会破坏其稳定条件,使塑性半径向外扩张,即骨架结构失去平衡,开始出砂。
由于在断层附近或构造部位,原构造应力很大,己经局部破坏了原有的内部骨架(己产生局部天然节理和微裂隙),故s0更低。
换言之,这些部位是地层强度最弱的部位,也是最易出砂的部位和出砂最严重的地区。
断层附近或构造顶部区域是出砂最剧烈的区域,而远离断层和构造低部位区域出砂程度相对缓和。
但是如果地层有一定胶结,孔隙度降低,很小的地球运动也会引起较大的定向地层应力,破坏地层原始结构,挤压胶结物及砂粒,导致出砂。
2.1.2地层胶结疏松,容易出砂
颗粒胶结程度是影响出砂的主要因素[3],胶结性能是否良好又和地层埋深,胶结物种类、数量和胶结方式、颗粒尺寸形状密切相关。
表示胶结程度的物理量是地层岩石强度。
关于胶结物,主要是看其种类。
钙质胶结为主的砂岩较致密,地层强度高。
而以泥质胶结的砂岩较疏松,强度较低(此外泥质胶结物性能不稳定,易受外界条件干扰而破坏胶结)。
胶结方式中以孔隙式胶结性能最好,其它如孔隙一接触式、接触式的胶结强度较低。
颗粒的大小,形状及分选性也影响胶结强度,细的分选差而带有棱角的颗粒其胶结较好(其它条件相同时),反之粗颗粒分选好的园颗粒则表现为弱胶结。
薄片分析结果表明[4],如果砂岩颗粒为点接触,油层压实作用较弱,地层胶结类型为接触式,胶结物以粘土矿物为主,地层的这些性质决定了地层具备地层出砂的内在条件。
从岩石力学的角度分析[5],地层的胶结性质直接影响了岩石颗粒固有的剪切强度(见图2-l),低的地层强度是造成地层出砂的主要内在因素。
在生产过程中,流体流动的剪切破坏克服了砂粒之间的聚合力(岩石强度),使油井出砂。
原油粘度越高,生产过程中与岩石表面产生的切力越大,携砂能力越强,造成的出砂就会加重。
2.1.3流体性质
岩石的固结力还包括地层流体与颗粒之间的毛细管作用力。
若含油饱和度越高,则胶结较好(其它对比条件相同),反之若含油饱和度低,则胶结程度下降。
这是因为油相颗粒界面张力较大的原故。
当然原油粘度也对胶结强度产生影响,稠油的毛细管作用力小于稀油。
此外,毛管作用力大小还受颗粒表面润湿性的影响。
若强亲水,则易与水牢固结合,内聚力就增加。
原油性质较差,在生产中,施加在岩石颗粒上的拖曳力大,易造成出砂。
2.1.4其它影响出砂因素
原油粘度变化和岩石表面润湿性变化也会对出砂产生一定影响。
若油藏压力下降造成原油脱气,原油粘度增加,从而增大对岩石颗粒的剪切作用力,而胶结疏松的砂岩抗剪切强度较低,易产生剪切破坏使砂粒脱落随油流运移到井底。
此外,油/水乳化(在中、低含水阶段)也使原油变稠难于流动,这容易造成出砂。
稠油井往往是出砂井,粘度越高,出砂越严重。
若在油井作业处理过程中,应用了不适当的某些表面活性剂,使地层原亲水表面变成亲油表面使毛细管作用力由动力变成了流动阻力,加剧了出砂。
2.2油层出砂机理
油井出砂通常是由于井底附近地带的岩层结构遭受破坏引起的[6],其中,弱固结或中等胶结砂岩油层的出砂现象较为严重。
由于这类岩石胶结性差,强度低,一般在较大的生产压差下,就容易造成井底周围地层发生破坏而出砂。
油井出砂与油藏深度、压力、流速、地层胶结情况、压缩率和自然渗透率、流体种类和相态(油、气、水的情况)、地层性质等有直接的关系。
从力学角度分析油层出砂有两个机理:
即剪切破坏机理和拉伸破坏机理,前者是炮孔周围应力作用的结果,与过低的井底压力和过大的生产压差有关;后者则是开采过程中流体作用于炮孔周围地层颗粒上的拖曳力所致,与过高的开采速度或过大的流体速度有关。
这两个机理相互作用,相互影响。
除上述两个机理外,还有微粒运移出砂机理,包括地层中粘土颗粒的运移,因为这会导致井底周围地层的渗透率降低,从而增大流体的拖曳力,并可能诱发固相颗粒的产出。
2.2.1剪切破坏机理
在未打开油层之前,地层内部应力系统是平衡的;打开油层后,在近井地带,地层应力平衡状态被破坏,当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度,地层或者塑性变形或者发生坍塌。
在地层流体产出时,地层砂就会被携带进入井底,造成出砂[7]。
图2-1炮眼周围地层受损情况
图2-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。
射孔使炮孔周围往外岩石依次可以分为颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。
远离炮孔的A区是大范围的弹性区,其受损小,BI~BZ区是一个弹塑性区,包括塑性硬化和软化,地层具有不同程度的受损,C区是一个完全损坏区,岩石经受了重新塑化,近于产生完全塑性状态的应变。
紧挨炮孔周围的岩石受到剧烈震动被压碎,一部分水泥环也受到松动损害。
从力学角度分析,这种条件下的油层出砂机理,为剪切(压缩)破坏机理,力学机理是近井地层岩石所受的剪应力超过了岩石固有的抗剪切强度。
形成剪切破坏的主要因素是油藏压力的衰减或生产压差过大,如果油藏能量得不到及时补充或注水效果差或者生产压差超过岩石的强度,都会造成地层的应力平衡失稳,形成剪切破坏。
由于井筒及射孔孔眼附近岩石所受周向应力及径向应力差过大,造成岩石剪切破坏,离井筒或射孔孔眼的距离不同,产生破坏的程度也不同,从炮眼向外可依次分为:
颗粒压碎区、岩石重塑区、塑性受损区及变化较小的未受损区。
若岩石的抗剪切强度低,抵抗不住孔周围的周向、径向应力差引起的剪切破坏,井壁附近岩石将产生塑性破坏,引起出砂。
2.2.2拉伸破坏机理
拉伸破坏是地层出砂的另一机理[8]。
在开采过程中,流体由油藏渗流至井筒,沿程会与地层颗粒产生摩擦,流速越大,摩擦力越大,施加在岩石颗粒表面的拖曳力越大,即岩石颗粒前后的压力梯度越大。
如下图:
图2-2拉伸破坏微观模型示意图
流体对岩石的拉伸破坏在炮眼周围是非常明显的,由于过流面积减小,流体在炮眼周围形成汇聚流,流速远大于地层内部,另外,近井地带流体易脱气,粘度增大,对岩石颗粒的拖曳力也会增加。
实际上,剪切和拉伸两种机理将同时起作用且会相互影响,受剪切破坏的地层会对流体的拖曳力更加敏感。
当剪切破坏是主要机理的情况下,流体流动对携带颗粒进入到井里也是很重要的。
一般来说,地层剪切破坏引发地层的“突发性大量出砂”,而拉伸破坏引起地层“细砂长流”。
出砂使孔穴通道增大,而孔穴增大又导致流速降低,从而使出砂有“趋停”趋势。
因此,拉伸破坏有“自稳性”效应。
2.2.3微粒运移
在疏松砂岩油藏,地层内部存在着大量的自由微粒,在流体流动时,微粒会在地层内部运移,直至井筒。
如果这些微粒在被地层孔喉阻挡后,会使流体渗流阻力局部增大,增大了流体对岩石的拖曳力,未被阻挡的更细微粒随流体进入井筒,造成出砂。
3稠油井防砂技术调查
3.1孤岛油田稠油开发概况
孤岛油田的稠油主要分布在位于底部的Ng5-Ng6砂层组及边部的Ng3-4砂层组,储量丰富。
该砂层组渗透性好,胶结疏松,非均质性强,岩性以粉细砂岩和细砂岩为主,胶结物以泥质为主,油藏埋深1200~1400m,油层厚度5~16m,平均孔隙度30.0~33.0%,空气渗透率1.65~2.035×103µm2含油饱和度60.0~61.5%,地面脱气原油粘度(50℃时)3000~35000mPa·s,原油相对密度0.95~1.00g/cm3,地层水矿化度5000~35000mg/l,泥质含量10-20%,净总比0.63~0.82。
目前已形成了中一区Ng5、中二北Ng5等六个热采区9个开发单元,蒸汽吞吐含油面积15.7Km2,地质储量2525×104t。
表3-1孤岛油田稠油热采区地质基础数据表
效果
防砂工艺
粒度中值(mm)
泥质含量(%)
原油密度(g/cm3)
原油粘度(mPa
s)
孔隙度(%)
渗透率(µm2)
含油饱和度(%)
中二北Ng5
0.13
7.5
0.98~1.00
3000~15000
36
2.035
60.0
中二中东Ng5
0.15
7.5
0.98~1.00
3500~10000
31
1.650
61.2
中一区Ng5
0.12
6.0~7.5
0.98~1.00
3000~15000
36
2.035
60.0
孤北Ng3-4
0.11
6.6~8.0
0.98~1.00
5900~24561
32
1.264
62.0
中区Ng6
0.12
6.0~7.5
0.98~1.00
2300~14000
32
1.332
62.5
B21
0.12
7.5
0.97~0.98
1500~3000
31
0.45~0.8
65.0
孤岛油田的原油对温度非常敏感,原油温度每上升10℃,粘度下降一半以上。
根据这个特点,孤岛油田稠油油藏的开发采用了蒸汽吞吐热采和井筒加热采油的方式,在历年的开发生产过程中取得了比较好的开发效果。
从1991年8月开始稠油注蒸汽吞吐热采试验,到已有六个区块投入开发,现有注蒸汽吞吐井300口,开井252口,日产油1600吨。
3.2稠油热采一次防砂工艺的研究
随着稠油油藏开发技术的不断发展,形成了注汽前高温涂敷砂防砂、注汽后绕丝筛管防砂为主的稠油热采配套防砂工艺技术。
从油田的防砂现状来看,现有防砂工艺技术基本能够满足生产要求,但也出现了一些难以解决的问题,如绕丝筛管防砂施工复杂,在斜井或套损井上防砂有效率低,在热采井影响了热采效率等。
稠油热采一次防砂工艺就是注汽前进行化学一机械综合防砂,注汽后直接下泵生产的稠油热采防砂工艺。
要使该项工艺能够满足稠油热采高强度注汽和高强度采液的要求,实现一次防砂两(多)轮注汽生产,就必须对其防砂机理及影响因素进行全面地分析和研究,对工艺进行有针对性的改进和完善,才能满足稠油热采生产需求。
3.2.1稠油热采一次防砂工艺防砂机理
稠油热采一次防砂工艺的防砂[10]机理是:
首先在油层近井地带充填高温防砂剂(高温涂敷砂、RC-G高温防砂剂等),形成第一级挡砂屏障,生产时阻挡地层砂运移至近井地带。
然后在油层部位下入机械防砂工具(绕丝管、割缝管等)后进行环空充填石英砂,在油层部位形成完整的挡砂屏障,生产时阻挡地层砂进入井筒,达到防砂的目的。
注汽时高温防砂剂固结形成的高强度挡砂屏障能阻挡环空石英砂进入地层,保证注汽正常进行。
图3-2是稠油热采一次防砂工艺机理示意图。
图3-2稠油热采一次防砂工艺机理图
在稠油热采井一次防砂工艺机理图上,把由机械防砂工具——环空充填砂——地层充填高温防砂剂组成的现场大面积完整的挡砂屏障作为研究对象,对影
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