注水井多井在线同步加药保护技术_梁健美.pdf

2023 年 第 4 期 化学工程与装备 2023 年 4 月 Chemical Engineering&Equipment 71 注水井多井在线同步加药保护技术 注水井多井在线同步加药保护技术 梁健美（大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆 163517）摘 要：摘 要：大庆外围油田储层物性差，渗透率和孔隙度较低，导致注水井井底压力扩散不均衡，区块内注水压力高，欠注井比例高，措施挖潜难度大，严重影响水驱开发效果。针对欠注井多的问题，广泛应用的治理措施以酸化和压裂等工艺为主，利用酸液溶蚀或是高压造缝作用解除近井地带污染堵塞，提高储层渗透率，恢复地层吸水能力，但措施后的注水压力上升速度较快，具有一定的时效性，缺乏对后续注水过程中的储层保护。因此试验应用区域注水井多井在线同步加药保护技术，降低油水界面张力，减轻注水阻力，延长措施有效期，为改善大庆外围油田注水开发效果提供技术手段。关键词：关键词：多井在线；同步；加药；保护 1 技术思路 1 技术思路 大庆外围油田注入水与地层水矿化度差异大、储层敏感性强，有效连通较差，区块欠注比例高，提出采用矿化度调节降压增注技术，在注水站或配注间注水干线中加入矿化度调节剂对区块欠注井进行多井在线同步治理，降低注水压力，提高油层吸水能力。结合外围油田储层渗透率低，储层敏感性强等特点，优选由防膨体系和降阻体系组成的矿化度调节剂，防膨体系作用是防止在注水过程油层中粘土发生膨胀、分散、运移等堵塞油层孔隙；降阻体系作用是降低油水界面张力，改变润湿角，降低毛管阻力，从而达到降低注水压力，提高吸水能力。2 矿化度调节剂降压增注技术室内研究 2 矿化度调节剂降压增注技术室内研究 2.1 防膨剂筛选实验 实验方法：取各区块天然岩屑，按一定比例加入添加不同浓度防膨剂的入井液，采用页岩膨胀测试仪测定，与注入水和煤油样对比，测定防膨率。随着防膨剂浓度增加，防膨率不断增加，当浓度为 1%时，防膨率已经开始趋于平缓,当浓度为 1.5%时，防膨率接近 28%左右，已经到达平稳值，因此考虑性价比，防膨剂浓度达到 1%时，即可满足指标要求。2.2 表面活性剂优选实验 2.2.1 表面活性剂浓度筛选实验 进行注入水表面活性剂降阻实验，该体系作用是能够降低注入水在油层孔隙中的流动阻力，从而在低渗透油层中降低注水压力。实验方法：采用注入水配制表面活性剂溶液，利用TEX-500 型旋转滴界面张力仪在 60条件下测定不同浓度表面活性剂溶液的界面张力。随着表面活性剂浓度不断增加，溶液界面张力不断下降，当浓度为 0.5%时，界面张力降至 8.910-3mN/m，并且随着浓度增加，界面张力降低趋于平缓。2.2.2 表面活性剂配伍性实验 外来流体和地层流体混合，形成油水混合物。这些混合物如果大于孔喉尺寸，会使油层孔隙堵塞，增加流体粘度，降低流体有效流动能力，损害储集层，因此开展配伍性实验研究。（1）表面活性剂与注入水配伍性实验。实验方法：将注入水配制的表面活性剂溶液放置在 60条件下，24 小时后观察表面活性剂溶液是否出现浑浊、沉淀现象。（2）表面活性剂与地层水配伍性实验。实验方法：将油田模拟原始地层水与注入水以 1：1 比例混合，配制成模拟地层水。将模拟地层水分别与表面活性剂溶液以一定比例混合，放置在 60条件下，24 小时后观察表面活性剂溶液是否出现浑浊、沉淀现象。24 小时后不同配比的混合溶液均未出现絮凝、浑浊现象，说明表面活性剂溶液与注入水及模拟地层水配伍性较好。2.3 互溶剂浓度筛选 互溶剂的作用是润湿反转，能够改变岩石表面覆盖的油膜润湿角，从亲油性改为亲水性，产生驱替作用。随着互溶剂浓度增加，润湿角不断增加，当浓度为 0.3%时，水相润湿角达 90。以上，趋于平缓。对互溶剂界面张力进行测定，0.3%浓度药剂放置 60 分钟后界面张力为 9.14710-2mN/m，界面张力较低。2.4 消泡剂配方优选 针对调节剂在配液时，由于不同组分的性能要求不同，在配制调节剂体系时，会产生气泡和泡沫，从而影响药剂的注入，因此进行消泡体系研究，降低药剂配制时的气泡和泡沫，提高调节剂注入效率。消泡剂浓度 0.1%时，消泡率达 95%以上，达到性能要求。2.5 岩心驱替试验 DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.04.06972 梁健美：注水井多井在线同步加药保护技术 2.5.1 调节剂降压模拟实验 取各外围区块岩心（2.55cm），进行洗油，测空气渗透率、孔隙度后抽空，用煤油饱和浸泡 24h。取饱和好的岩心，于地层温度下驱替标准盐水 30PV 并测定驱替压力，驱替 5PV 调节剂溶液，再驱替 30PV 标准盐水，测定驱替压力，计算降压率。表 2-1 调节剂降低岩心驱替压力实验数据表 表 2-1 调节剂降低岩心驱替压力实验数据表 水驱 调节剂驱 水驱 岩心号 L 2.55 渗透率 10-3m2PV MPa PV MPa PV MPa 降压率%1 2#岩心 36.9 30 20.6 5 18.2 30 19.5 11.6 2 3#岩心 35.8 30 21.0 5 18.7 30 20.2 10.9 2.5.2 调节剂注入半径及轮换注水周期的确定室内模拟实验 试验思路：采用调节剂多段塞注入的方式，按照先注调节剂驱替，再注水驱替的方式进行岩心驱替试验，调节剂注入时机以注水压力达到驱替前注水压力值为准，最终确定注入规模和时间。试验方法：取岩心，洗油，测孔隙度、空气渗透率后抽空，用煤油饱和浸泡 24h。（1）首先标准 30PV 盐水进行岩心驱替压力测定后，第一段塞调节剂溶液驱替，至驱替无压力变化，再转注该区块注入水，至驱替无压力变化。确定第一段塞的调节剂注入半径及注水周期。（2）重复(1)步骤，确定第二段塞的调节剂注入半径及注水周期。（3）重复(1)步骤，确定第三段塞的调节剂注入半径及注水周期。（4）绘制压力变化曲线，对多段塞注入的实验效果进行评价。图 2-1 注调节剂后注水压力变化曲线 图 2-1 注调节剂后注水压力变化曲线 从注水情况看，注调节剂后的水驱压力明显降低，三个阶段的水相渗透率提高在 200%以上，而且各阶段注水压力都呈现缓慢下降趋势，且随着多段塞注入，注水稳定周期越来越长，第一段塞注入后注水稳定期达到 22PV，第二次达到 28PV，第三次达到 50PV 以上。从曲线中可以看出，注入3 次后注水压力下降明显，可以注水压力上升为下一段塞开始注药时机。从注矿化度调节剂情况看，随着多轮次注入，注调节剂的稳定周期越来越短，第一次在 5.0PV，第二次在 3.5PV，第三次在 1.7PV,注矿化度调节剂后第一阶段压力降低不明显，第二阶段缓慢下降，第三阶段稳定后快速下降。对外围区块压降漏斗曲线进行模拟，根据处理半径与压降关系，计算稳定注入半径 12 米，第一次在 6 米，第二次在 4 米，第三次在 2 米。根据室内实验结果，同时考虑在现场注入过程中，矿化度调节剂在地层内的吸附损失，在现场注入调节剂溶液时可根据注入井注入压力、注入量的变化情况，采用 2-3 段塞间歇式的注入方式。驱 替 压 力（MPa）注水 PV 数 驱 替 压 力（MPa）注水 PV 数 梁健美：注水井多井在线同步加药保护技术 73 图 2-2 注调节剂压力变化曲线 3 加药工艺流程优化 图 2-2 注调节剂压力变化曲线 3 加药工艺流程优化 地面设备包括注入泵、搅拌池、安全阀等组成，设备装卸移动方便，能够重复使用，一次投资，长期有效。施工过程中，利用混配池将来水与调节剂母液混配熟化后，抽至注液池中，通过管道注入泵注入到注水站低压来水干线。4 现场试验及应用效果分析 4 现场试验及应用效果分析 在室内研究基础上，于2018年10月2019年3月和2019年 10 月2020 年 1 月分别进行两次注水站矿化度调节剂加药试验。第一次加药施工 84 天，第二次加药施工 60 天。4.1 注水井效果分析 与 2017 年 12 月注水站注水数据对比，2018 年 10 月进行注水站加药治理后，初期平均注水压力下降 1.1 兆帕，日实注 566 立方米，日增注 307 立方米，日注水增幅 118.5%，冬季开井 33 口，开井数增加 120%，欠注井数 8 口，欠注井比例降低 61.9%。2019 年平均日注水量 415 立方米，日增注156 立方米，日注水量增幅 60.2%；2020 年平均日注水量 407立方米，日增注 148 立方米，日注水量增幅 57.1%。表 4-1 敖六注水站初期注水效果对比表 表 4-1 敖六注水站初期注水效果对比表 2017 年 12 月 开井数（口）2017 年 12 月 欠注井数（口）2017 年 12 月 注水压力（MPa）2017 年 12 月 日实注（m3）初期 开井数（口）初期 欠注井数（口）初期 注水压力（MPa）初期 日实注（m3）开井数差值（口）欠注井数差值（口）注水压力差值（MPa）日实注差值（m3）15 21 15.8 259 33 8 14.7 566 18-13-1.1 307 注水站 2017 年 10 月-2018 年 3 月冬季平均开井 19 口，2018 年矿化度调节剂加药治理后，2018 年 10 月-2019 年 3月冬季平均开井 29 口，开井数增加 10 口，增幅 52.6%；2019年 10 月-2020 年 3 月冬季平均开井 28 口，开井数增加 9 口，增幅 47.4%。4.2 连通油井效果分析 图 4-1 敖六站油井沉没度曲线（下转第 66 页）图 4-1 敖六站油井沉没度曲线（下转第 66 页）驱 替 压 力（MPa）驱 替 压 力（MPa）注调节剂 PV 数 注调节剂 PV 数 66 王爱丽：三元复合驱采油技术及压裂选井选层方法 着重要的意义，操作过程比较复杂，要求人员在进行三元复合驱采油技术应用试验时，需要选择具备专业能力的人员，使试验顺利开展。应使其明确试验的要求，规范各项流程，使三元复合驱采油技术应用发挥出有效的作用，对应用问题全面了解，避免在实际应用中带来不良的影响，进而使技术的优势体现出来，为开发提供良好的条件4。5 三元复合驱采油技术的未来发展趋势 5 三元复合驱采油技术的未来发展趋势 石油开发对我国有着重要的意义，为了提升石油采收率，应对石油开采技术合理应用，使工业生产等得到支持，并且保证我国能源建设的发展，提升我国的发展实力。目前，三元复合驱采油技术作为一项开采效率高的先进技术，其中还存在一些缺陷，但是其应用有着较大的前景。多数油田开始运用三元复合驱采油技术，可使开采效率得到显著地提升，同时创造出更多的价值。三元复合驱采油技术应用可使油田的采收目标实现，改善开采的效果，其未来发展趋势是完善技术中的问题，使石油开采的水平得到显著提升。考虑到技术应用中的缺陷问题，技术人员需对三元复合驱油技术进行不断优化，以使三元复合驱技术应用在开采作业领域，为能源开发的效果改善带来帮助，并且为社会的生产提供技术条件，推动我国各领域的快速发展。6 结 论 6 结 论 在目前的油田开发中三元复合驱技术应用发挥了重要的作用，为了满足开发的需求，应对技术应用进行优化，不断改善其应用效果。可使石油开发的水平全面提升。应结合其原理及利弊特点进行分析，采取有效措施来优化技术应用，使技术优势有效发挥。选择含水低值期压裂效果最好，可以提高区块见效程度下降期对河道边部进行压裂可以起到压裂引效的作用；含水回升期选择剩余油富集的薄差层压裂可以有效控制含水上升速度适的采出井压裂可以有效地提高压裂效果。选择注采系统应比较完善、剩余油相对富集、动用状况较差的油层进行压裂，可以有效地改善油层动用状况，改善聚驱控制程度，提高开发效益。通过对三元复合驱采油技术的运用，可使其在使用中得到保障，进而推动我国的石油资源开发领域的发展，为更多领域的发展提供支持，同时使石油开发及利用更加充分，提升我国的能源建设实力水平。参考文献 参考文献 1 王德伟.强碱三元复合驱不同注入阶段压裂工艺评价及效果J.化学工程与装备,2020(04):102-103+118.2 周旋,徐伟嵩.弱碱三元复合驱聚合物浓度检测标准的改进J.中国石油和化工标准与质量,2022,42(13):4-5+10.3 付青春.三元复合驱吸附滞留规律J.特种油气藏,2022,29(02):115-121.4 谢滨.A 区块二类油层强碱三元复合驱特高含水井治理对策J.化学工程与装备,2022(02):148-149.（上接第 73 页）_（上接第 73 页）_ 分析注水站连通油井外输油量，2017 年到 2018 年产量递减幅度较大，自然递减率达到 19.05%，2018 年 10 月开始矿化度加药治理后，2019 年 1 月开始见效，油井产量递减趋势减缓，2019 年自然递减率 10.31%，自然递减率减缓8.74%，因自然递减率减缓累计增油 959 吨；2020 年预测自然递减率 1.94%，自然递减率减缓 8.37%，因自然递减率减缓累计增油 1783.3 吨，外输油量累计增加 2742.3 吨。从油井沉没度曲线可以看出，经过加药治理后，连通油井沉没度稳步上升，2019-2020年沉没度稳定在230米左右，与 2017 年 10 月进行同期对比，2018 年沉没度上升 12.24米，2019 年沉没度上升 54.21 米，2020 年沉没度上升 49.83米。5 结 论 5 结 论（1）室内实验表明，矿化度调节剂油水间界面张力可达到 10-2mN/m 数量级，且具有较好的界面张力稳定性，岩心驱油降压物理模拟实验，后续水驱驱替压力下降 11%以上。（2）岩心驱油降压物理模拟实验表明，多段塞的注入对岩心的降压效果较好，在第三段塞注入后，注水驱替压力已大幅度降低。（3）进行注水站矿化度调节剂加药现场试验，注水站连通注水井见到明显降压增注效果，初期日注水增幅118.5%，欠注井比例降低 61.9%。（4）注水站注水井经过加药治理后，区块地层压力得到恢复，连通油井沉没度稳定上升，区块自然递减率减缓8%以上。