文南油田降压增注工艺研究

1、内部资料 注意保筲文南油田降压增注工艺研究文南油田降压增注工艺研究编写a：主要参加人:审 核:定:一、项目概况二、取得的主要研究成果及创新 三、现场应用效果评价结论与认识项目概况文南油田属丁高温、高压、低渗透、复杂断块油气藏。注水井启 动压力高，储层连通程度差，小断层较多，油水井连通率差，注水 开发比较困难。统计2014年文南油田开井注水井249井次，平均注 水压力32.6mpa,其中 注水压力35mpa以上的注水井122 口，最高 注水压力42mpa,随着油田的深入开发，主力层水淹严重，注水逐 渐转向难动用的二、三类储层或者一类储层的二类相带，由于储层 物性差、井下措施频繁，钻井和修井过程中

2、采用高比重钻井液和压 井液，使得污染情况口趋复杂，造成注水压力逐渐升高，单井日注 水量下降，注水状况逐年变弟，导致见效困难，见效井减少，控制 自然递减的难度加大。为了恢复地层能量，解决注水井欠注问题， 我们立足油藏，在对各种污染类型重新认识和室内系列试验的基础 上，强化措施前期论证丁作，认真查阅地质资料、井史及注水状况, 认真分析确定欠注井主要污染类型，同时运用压降测试资料指导选 井，形成了适用于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、 砂岩缓速酸、高效活性增注等系列增注工艺，并引进了有机复合酸、 纳米乳液降压驱油技术、潜在生成酸增注新技术，在现场应用后取 得了较好的措施效果，解决了文南油山

3、高压低渗区块水井增注难题, 提高了水驱动用程度。二 取得的主要技术创新成果<->目前注水状况调查与研究1全面开展水质监测，严格把关注入水质量2014年对全厂注入水水质监测共监测站外129个井站次、站内 注水泵出口 20个点次，分析了污水站站内注水泵进口水质、注水站 来水干线水质、井口过滤器进出口水质、注水井井口水质，录取数 据1092组。站内综合达标率为100%,站外综合达标率为90%,站内 外综合达标率95%。从检测结果來看，污水站内各处理环节的设施能满足各节点的 水质处理的需要。ph:各注水干线中点站、端点站、井口 ph值平 稳，没有大波动，维持在7. 3-7. 6之间。悬浮固

4、体、含铁：各注 水干线的悬浮固体和含铁变化都较大，影响因素较多。北二线、北 三线属正常变化，由中点到端点逐渐升高；北一、东一、东二、南 二、南一四条线有可能是安装了井口过滤器，水质近端点有所好转, 也可能是受到干线中点平时不取样、首次取样干扰因素较大的影响。 含油量:各注水干线中点站、端点站、井口含油量平稳，切远低于 标准值，控制很好。细菌含量：无论srb、还是tgb,皆控制较好, 含量都较低，也是2014年控制较好的一项水质指标。腐蚀速率： 单从现有的检测数据来看，东一线的腐蚀速率较高，因有一半数据 还没有出来，难以下定论。矿化度：各注水干线中点、端点、井 口无明显变化。但是从站内产出水、注

5、水泵、清水三点的矿化度可 以看出：注入水矿化度与五年前和比升高了很多，目前与产出水矿 化度接近，说明现在处理后注入的水基本都是产出水，几乎不掺清 水。2注水启动压力高，分注井增多，注水困难由于文南油fa注水压力高、井深，造成目前基木靠简单的油套 一级两段分注，不能从根本上解决层间矛盾，而只能起到限制高吸 水层的作用，差层仍无法启动，而且有部分井因注水压力高而无法 分注。如表1所示：目前文南油田注水井共计688 口，其屮开井数 249 口，分注井145 口，占总开井数58. 2%。注水压力大于35mpa的 水井有122 口，其中分注井有64 口井，因压力太高而不能分注的井 有12 口。要改善文南

6、油田注水开发状况，增加水驱储量，就必须大力 开展注水井降压增注工作。文南油田正常注水井注水压力调查表（表1）注水压力合计小于30mpa30-35mpa大 t 35mpa开井数5671122249合注井323258104分注井2439641453水驱动用程度差、稳产基础薄弱文南油田受复杂地质特征的影响，冃前水驱控制储量4229.9x104t,水驱控制程度50%；水驱动用储量2902. 5x 104t, 水驱动用程度34. 3%o文南油fh动用状况较好的一类主力层水驱动用较好，但目前已大面积水淹。而储层物性较差的二类层，目前能够进行注水动用的 只有文33块沙二下、文95块、文85块；文79断块区、

7、文72断块 区的其它区块二类层地质储量，基本不能水驱动用。文南油田地质储量可水驱动用状况分类表（表2）项目小计可水驱动用层间矛盾不可水驱动用地质条件不可动用备注地质储量(例水驱动用程度(%)地质储量(wt)小计构造 复杂特低渗透黑油 砂体特殊 油藏文南试采(特殊板块)一类层3101310175.4二如j动川只俶33块s2下、文95块、文85块二类层196791235.11055三类层339458728075626122351139259小计8462401333.41642280756261223511392594注水井吸水厚度百分数小，吸水剖面严重不均统计2014年所测249 口正常注水井井吸

8、水剖面资料，射开10309m/5122n，吸水4381. 3m/1782n,吸水厚度百分数42. 5%,吸水 层数百分数34. 8%,吸水厚度大于15m3/ d m的层1082. 4m/506n, 厚度百分数不足11%,而吸水量却占69. 6%,可见层间非均质性现象 严重，吸水过于集中。调查研究表明：随着油田开发的不断深入，虽然水质不断提 高且达标稳定，但因其注水开发中水质不稳定、井下措施频繁，且 在钻井和修井过程中采用高比重钻井液和压井液等原因，对油层都 有不同程度的污染和伤害，使得污染情况也日趋复杂，注水压力增 长也较快，加之储层物性差，造成降压增注工作难度加大。如果没 有进一步对井层构造

9、的科学分析和认识，没有经济实用解决问题的 技术手段，难以从根本上解决文南油田在注水开发中的高压增注问 题。二注水井降压增注成熟工艺的应用2014年主要开展了以砂岩缓速酸降压增注为主导的工艺技术，在应用过程中改进完善酸液配方、施工及配套技术，并推广应用了适用于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、高效活性增注工艺工艺。实施后，见到了良好的效果。2014年文南油田降压增注成熟工艺应用效果统计表（表3）匚艺名称实施 井次有效 井次有效 率累增水m3平均单井增 水 m3平均单井 口增水 m3平均单井 压降mpa砂岩缓速酸增注17158&2683914023234.7氧化深穿透增注988&a

10、mp;9415284614295.5高效活性增注工艺55100266255325504.3合计312890.31365444404344.81砂岩缓速酸增注工艺砂岩缓速酸的主休为含氟络合物体系，在水中仅能解离出微弱 的活性iif,当与地层硅质接触反应时，随着iif的消耗，系统平衡体 系被破坏，体系不断解离出新的hf,直至消耗殆尽。因此增注的处 理半径得到提高，与常规土酸相比，处理半径可提高一倍以上，另 外syd水解释放hf后的成分为一种硅沉积阻止剂，可将反应产物保 留在溶液中，反应后无二次沉淀生成，是应用的主导技术，适用于 解除泥浆污染、注水过程中有机物、机械杂质、腐蚀产物造成的近 井地带堵塞

11、，以及储层润湿性浓度改变引起的毛管阻力伤害。对于 地层物性和连通状况相对较好、渗透率在60x10-3 u m2以上的水井 祁能取得显著的增注效果。由表3可看出，2014年共实施17井次, 有效15井次，有效率88. 2%,截止2014. 12.20累增水量68391m3, 平均单井增水量4023m平均单井压降4. 7mpa,平均有效期146d, 效果显著。典型井例:w43-8井位于文138块，2010. 12. 27转注，初期配 注80m3,日注80m3,后该井注水压力逐渐升高，出现欠注现象，分 析认为该井长期注水，地面或井筒杂质及腐蚀产物在近井地带堵塞， 导致高压欠注，确定采用砂岩缓速酸对该

12、井实施降压增注措施，措 施前注水压力33mpa,配40m3 h注17北 措施后注水压力24. 5mpa, 配70m3 h注70m3,有效期209天,截止2014. 12. 20累计增水7377 m3, 对应油井w138-47见到该井的注水效果，h产油由最初的0. 6吨升 至1.9吨，累计增油80吨。2氧化深穿透增注工艺对于高分子聚合物钻井泥浆以及前期注水井水质细菌含量超标 污染储层的水井，应用氧化深穿透增注工艺技术。该体系中的c102 用于降解高分子聚合物，使聚合物分子链变短，从而解除高聚物堵 塞；体系中缓速酸主要由无机酸、有机酸、缓速酸及其它酸液添加 剂组成，用于地层中无机杂质及其它堵塞，达

13、到综合解堵的目的。 2014年共实施9井次，有效8井次，有效率88. 9%,截止2014. 12. 20 累增水41528m3,平均单井增水量4614m3,平均单井压降5. 5mpa,平 均有效期116天，效果显著。3高效活性增注酸化施工中，酸液与原油中的胶质、沥青质接触，会使稳定的胶 态遭到破坏，产生酸渣聚结在地层近井地带降低其渗透率，因此对原 油重质成分污染的井，采用活性液预处理技术，前置液中加入表面活 性剂，他们吸附在油酸界面并作为一连续的保护层，降低油水界面张 力，改变润湿性，降低挤注压力，解除重质成分污染。酸化过程中采 用活性剂预处理地层。主要适用于新转注，射孔层直接注水的欠注井。

14、2014年共实施5井次，有效5井次，有效率100%,累增水量26625m3,平均单井累增水量5325m3,平均单井日增水量50m3,平均单井压降 4. 3mpa,效果显著。典型井例：w138-2井，1994. 12.24转注以来欠注较严重，注水压 力37.5mp&,配80注25昭 达不到配注，2007年酸化后无效。分析 认为该井2006-2007年两次压裂s?下二存在作业污染，该井2014. 1.9 转注，考虑到该区块地下原油粘度大，同时存在重质油污染，采用高 效活性增注工艺解除储层污染。2014.1.9酸化施工，投注后日配60 注60m3,日注增加60m3,截止2014. 12. 2

15、0累增水量9944m3,效果显著。（二）注水井降压增注新技术的研究应用1纳米乳液增注驱油工艺注水压力高、驱油效率低是制约低渗油藏开发的两个关键因素， 文南油田开发至中后期，如何有效提高水驱动用程度，显得非常重 要。纳米乳液降压驱油体系是市粒径为l-100nm的阴离子+非离子+ 两性离了表面活性剂和助表面活性剂等复合而成，外观为透明液体， 平均粒径为31. 99nmo具有较好的抗温耐盐性能，适用于低渗透油藏 降压驱油领域。01 10100size (d.nm)1000100002520() aulnoa图1纳米乳液粒径分布图纳米乳液通过离了吸附将岩石润湿性由亲水性、亲油性往中性润湿方向改善，减弱

16、水与岩石表面之间的物理化学作用，降低水的流动阻力，如下图所示原始岩心的接触角为31.7° ,纳米乳液浸泡后岩心，接触角78.7° o接触角测量仪气泡法测量(contactangle system oca)空气图2纳米乳液处理后的岩心接触角对比该乳液体系具有较低的界面张力不但能降低毛细管阻力，还能 将油膜从岩石表面剥离分散成小油滴形成并聚，避免了大的乳化油 滴产生的贾敏效应，提高洗油驱油效率。如下图所示，不同膜剂处 理右英对油流的影响。纳来乳液h.o图3不同膜剂处理石英对油流的影响2014年在文南油田特低渗区块文72块、文79块各试验1井次 (w72-156. w79-44)

17、。水井 w72-156 措施前注水压力 37. 8mpa,配 30 n?日注12 m3,达不到配注，对应油井w72-469日产油1.2吨。 为改善该井注入现状，决定采用纳米乳液对该井s2下2-4进行增注 驱油措施,2014.6.7匸替预处理液9 m3,正挤复合有机酸15 m3,活 性水15 m3,关井反应4小时，用60 n?活性水大排量返排残酸， 保证清除岩隙中的污垢，2014. 6. 9-8. 13利用柱塞泵连续泵入0. 1% 浓度的纳米乳液2000m3o措施后平均日增注水量16方，对应油井平 均日增油0. 6吨，截止2014. 12. 20对应油井w72-469累计增油46 吨。文79-4

18、4井2014. 9. 29实施纳米增注措施，措施实施较晚，效 果待观察。w72-156油40eo50252227v/w2-156曰10050 水ow72-469/72-a69图4 w72-156注采曲线图2、有机复合酸增注技术多元复合酸体系主要由有机酸和无机酸、强酸和弱酸、多元酸 和一元酸与适量的添加剂组成。具体工艺上分：预处理液：盐酸+ 缓蚀剂+活性剂。前置液：盐酸+低碳有机酸+缓蚀剂+复合添加剂+ 复合粘土稳定剂。主体酸：盐酸+氢氟酸/氟化氢钱+磷酸/多聚磷 酸+低碳有机酸+缓蚀剂+复合添加剂+复合粘土稳定剂。后置酸： 盐酸+缓蚀剂+复合添加剂+复合粘土稳定剂。其基本原理是：依靠 体系中h

19、cl、磷酸及有机酸溶蚀铁质、灰质组分。依靠体系的hf 组分溶蚀硅质、泥质类的堵塞物。依靠体系中添加剂实现渗透、 增溶、防乳、清除残余油及有机沉淀物。典型井例：w99-23 井于 2004. 6. 8 转注 s2 下 4. 5, 2006. 7. 2 第一次采用砂岩缓速酸酸化，酸化有效，2008. 9. 6第二次采用砂岩 缓速酸实施降压增注，投注后配注60m3,日注35m3,达不到配注， 酸化无效。2013. 8. 19侧钻完井后，2013. 9. 15转注s2下4. 5,措施前注水压力39mpa,配注30代，e1仅注2占分析认为该井侧钻后存 在作业污染，且该井储层物性差，砂岩缓速酸未能有效解除

20、该井污 染，木次决定采用复合酸增注工艺，2014. 5. 27对该井酸化，施工过 程屮泵压由最高42mpa降至30mpa,投注后注水压力28mpa,配注50m3 日注50m3,效果比较理想，截止2014. 12. 20该井累计增水量7323代。 措施前对应油井w99-21间开，2014. 6. 25见到w99-23的注水效果, 日产液27.4方，日产油18吨，截止目前该井累计增油161吨。w99-23油40e01 38.5 38.5 兀生 3233 34.7 35 34.6 35.9 3637w99-23949492899495959695w99-211000含 水w99-21图5 w99-2

21、3注采曲线图3潜在生成酸增注工艺潜在生成酸酸液是由不饱和脂肪酸、不饱和麟酸和不饱和磺酸 -:种单体复配的混合物，再与副剂以及抑制剂复配得到。有机酸共 聚物可以逐步电离氢离子和氟盐反应，缓慢生成hf。控制酸岩反应 速度，从而保证了酸液的活性，能够实现深部穿透。潜在生成酸对溶液中多价金属离子具有络合能力，并且可以在很低的浓度下将金属离了 “螯合”于溶液中，从而使一些容易生成 沉淀的金属离子保持溶液状态。同时，潜在生成酸对52+、na+、k+ 等离子有很强的吸附能力。这些离子就很难有机会与f-、s1f62-形 成氟盐沉淀和氟硅酸盐沉淀。2014年在文南油田共实施潜在生成酸2井次(w33-183、 w

22、72-437)。w72-437井1992年新投，注水目的层多次注灰存在注灰 作业污染，且该井1998年转注后长期注水可能存在地层深部结垢和 细菌污染，本次确定采用潜在生成酸解除该井深部污染，措施前该 井注水压力34. 8mpa,酸化投注后注水压力22. 6mpa,压降12. 2mpa, 效果显著。三现场应用效果分析与评价(-)整体降压增注效果评价2014年文南油山共实施水井降压增注39井次，有效36井次， 有效率92. 3%,平均单井处理厚度10. 7m,平均单井处理层位6n,平 均单井用酸量20. 5m3,每米用量1.9m3,截止目前累计增水量 152344m平均单井增水量3906m3,平均

23、单井h增水量25m；平均单 井压降4. 5mpa；对应油井62 口，见效11 口，累增油1686t,效果 显著。(-)分区块降压增注效果评价文南油田高压低渗的特点决定了注水的困难，高压低渗注水开 发油藏共有14个开发单元，这类油藏是文南油田的主体，构造复杂, 储层物性差，注水压力在35-40mpa之间。不同的区块，储层矿物敏 感性不同，根据不同的矿物敏感性及污染类型，确定相适应的酸液 体系，解决了不同欠注井注水难的问题。2014年主耍在文33块s2 下、文33块s3上、文79块、文72块、文88块、文138块等区块 实施了降压增注，取得了显著的效果。分区块降压增注效果分类表（表4）区块实 施

24、井 次有效井次冇效 率累增水m3平均单井 增水y平均单井日 增水（目前） m3/d平均单井 压降mpa有效期（天）文33块s2下33100112083736244.5116文33块s3上6583.3192883214303.874文79块121191. 7449153742214.2128文72块988& 9301103345274. 790文88块33100181606053503118文138块22100153217660196264其他44100133423335206.7149合讣393692. 21523443906251.51141、文33块沙二下，该区块为开发较早单元，属

25、屮渗复杂断块 油藏，油藏埋藏较浅，构造相对简单，物性较好，连通率较高，平 均孔隙度19.5%,渗透率45md,其屮s2下2物性最好，而s2下8 最差。2014年共实施水井增注3井次，有效3井次，有效率100%, 截止2014.12.20累增水量11208m3,平均单井增水3736m3,平均单 井压降4.5mpa,目前平均单井el增水24m3/d,平均有效期116天。2、文33块沙三上油藏属深层低渗难动用油藏，注水压力高， 注水状况差，平均注水压力35.9mpa,构造复杂，储层物性差，属 高压低渗油藏，平均孔隙度16%,渗透率为25.6md,油藏储层岩性 为长石石英粉砂岩，主要粘土矿物是伊利石，

26、含量占总含量的77%, 其次是绿泥石，水敏屮等、速敏较强。2014年共实施水井增注6井 次，有效5井次，有效率83.3%,截止2014.12.20累增水量19288m3, 平均单井增水3214m3,平均单井压降3.8mpa,平均有效期74天， 由于该区块部分降压增注井施工日期较晩，冃前平均单井日增水 30m3/do现有酸化工艺可部分满足水井增注的要求，对二、三类层 的降压增注有待进一步研究。3、文79块实施降压增注井次最多，效果也较明显，该区块为 构造复杂带，目前分为文79133、文79136、文7979小块、文79 南块等开发单元，储集层岩性主要为长石粉砂岩，岩石颗粒以石英 为主，粘土矿物以

27、伊利石为主，胶结物以泥质为主，该块沙二下平 均孔隙度18%,渗透率94md, 2014年主要集中在文79南块、79-79 块，79-133块开展降压增注工作，针对不同的开发单元及污染类型 的不同，采取不同的酸液体系，取得了一定的效果，2014年共实施 12井次，有效11井次，有效率92.3%,截止2014.12.20累增水量 44915m3,平均单井增水3742m3,平均单井压降4.2mpa,有效期128 天，目前平均单井日增水21m3/d,现有酸化工艺可部分满足水井增 注的要求。4、文72块开发单元较多，2014年主要在文72块送5块（3井 次）、文73块沙三中（3井次），文72-134块（

28、2井次）、文72-135 块（1井次），为中渗复杂区块，该块储集层以石英粉砂岩为主，见 少量长石粗粉砂岩，岩石颗粒以石英为主，粘土矿物以伊利石为主（约占50%）,还有绿泥石、高岭石、伊蒙混层，平均孔隙度18.7%, 平均渗透率79.1md；丈73块沙三中油藏埋藏深、储层物性差、注 水开发困难，孔隙度9.8-14.1%,空气渗透率5.1-20.2md, 2014年 共实施9井次，有效8井次，有效率88.9%,截止2014.12.20累增 水量30110m平均单井增水3345m3，平均单井压降4.1mpa,有效 期140天，目前平均单井ei增水27m3/d,5、文138块油藏埋藏深（3200-34

29、00米），储层物性差（平均 孔隙度10.2%,平均渗透率8.7md）,粘土矿物以绿泥石为主，伊利 石次之。由于储层物性差、油藏埋藏深，构造复杂，注采井距大， 决定了降压增注实施的难度，2014年在该区块实施降压增注2井次 （w138-2、w43-8）,这2 口井储层物性相对较好,我们加强了前期 论证，明确了污染原因，采取了有针对性的酸液体系配方，取得了 显著的效果，截止2014.12.20累增水量15321n?,平均单井压降 6mpa,平均单井增水7660m3,有效期264天。（三）管理方面好的做法1优化施工方案，采取一井一策制根据不同的井，从岩性、连通性、作业井史、压降资料、历次注水状况等因

30、素，综合分析欠注原因，准确判断主要污染类型，针 对不同的污染应用相适宜的工艺技术，根据残余重油污染、泥浆污 染、挤堵污染、水质结垢及细菌污染、压井液污染等污染类型，选 择和适应的活性有机酸、缓速酸、氧化深穿透、自生酸增注等酸液体系，增注效果明显提高。2酸化措施前移，确保施工效果对于作业过程中存在明确污染，如泥浆注灰污染、重油污染 的注水井，采取酸化措施前移，即投注前先实施增注措施，达到安 全施工，有效保护分注管柱的目的。卡封注水井封隔器座封验封合格后，对于欠注井，投注前先 进行酸化措施，因为卡封作业后注水目的层已充分放压，压力低， 提前进行酸化施工，施工中泵压不会上升很高，降低了管柱、封隔 器失效风险，延长封隔器有效期，提高施t成功率。3增注前验封验管，施工中控制压差，提高分层增注工艺成功率随着精细注采调整，卡封分注井逐年增多，为确保卡封井的顺 利施工，每一口卡封井施工前三夭，对注水管柱及封隔器验封，发 现注水管柱密封不严，存在窜漏的井需换封作业后再实施；在酸化 过程中为保证卡封管柱完好，在保证酸液质量合格的前提下，合理 控制油套压差小于25mpa,水泥车操作平稳，抵挡低排量泵入。4加大对无效井分析，提高增注效果针对酸化无效井，加大措施分析力度，每一口酸化井失败后， 组织全室人员认真总结分析，从岩性、作业井史、压降资料、注水 历史、施工情况、酸后现状等，认真分析，根据各种曲线分