《试论塔河油田堵水技术的现状及前景[权威资料].doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《试论塔河油田堵水技术的现状及前景[权威资料].doc（10页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、试论塔河油田堵水技术的现状及前景 摘要：塔河油田的奥陶系油藏主要是底水缝洞型碳酸盐岩油藏，储层为网络状缝洞复合型储层由于空间形态、储量多少、油水关系、油水体能量强弱、流体流动机理难以定量表征，造成开发难度大。由于开采速度过快，引起底水向油井井底突进，产生水锥、水淹和含水快速上升的现象。面对结构复杂的碳酸盐岩缝洞油藏开发的控水难题，寻找相应的堵水技术已成塔河油田当务之急。 关键词：塔河油田；水椎；碳酸盐岩 塔河油田位于塔里木盆地二级构造沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，是一个在大型古隆起上经历了加里东期、海西期等多期构造变动和岩溶作用，形成了埋藏深（一般大于5300m），以缝洞为储集体，没有统一的
2、油水界面，具有正常压力系统和正常地温梯度，从轻质油、中质油、超稠油的多期成藏，埋藏深的低饱和油气藏 一、碳酸盐岩油藏堵水现状 1、塔河堵水情况 塔河灰岩油藏，缝洞发育，缝洞体结构目前尚未研究清楚，底水分布和能量不清楚，而且油藏高温、高盐，深井，使得塔河油井堵水成为世界性的难题。 目前塔河灰岩油藏由于高含水导致油井产量严重下降，影响老区稳产。碳酸盐岩油藏728口油井，日产油16978t，综合含水25.85%。开井569口， 111口含水大于80%，占19.5%，日产油318t，占1.87%。关井159口井中，有76口井因高含水关井，占47.8%。 碳酸盐岩堵水始于2001年，主要分为井筒堵水和深
3、部堵水两大类。工程院统计结果见下表，下表中以常规措施增油为有效标准。 2001年-2007年堵水井次较少，堵水有效率波动较大，2008年以来工作量大幅度提高，堵水有效率稳步提高。随着单井基础条件变差，单井增油量略有下降。 2、国内外裂缝油藏、缝洞油藏堵水情况 有些油田的部分油藏条件与塔河奥陶系油藏相类似；如，前苏联鞑靼碳酸盐岩油藏、新疆准东火烧山砂岩裂缝油藏等，其开发特征与塔河奥陶系油藏有类似之处；在井深和井温方面，土耳其东南部白垩系灰岩裂缝油藏，井深13001900m，温度也达到140，虽井深不如塔河油田的深，温度却接近；桩52古潜山油田，井深接近5000m，井温150左右，有的井温度超过1
4、60，井深接近而温度超过塔河油田；在油藏矿化度方面，中原油田部分区块地层水含盐量达到30%。油藏进入高含水开采阶段，裂缝系统特别是大缝大洞的剩余油饱和度已接近水驱残余油饱和度，而岩块系统的采出程度低，含油饱和度相当高，为发挥岩块系统小缝小洞的生产潜力，需要高强度、耐大压差的堵剂封堵大缝洞。采用水泥石灰乳无机堵剂，堵塞强度大，适用于具有一定剩余含油厚度的碳酸盐岩油藏高含水油井。通过反复实践证明，在堵水时加入钻井液、蛭石等无机物，封堵高含水漏失井出水，能建立爬坡压力，降低大缝洞对小缝洞的干扰，调整裂缝系统的产液能力，发挥小裂缝的潜力，从而改善开采效果。 国内相关碳酸盐岩油藏的采收率低且变化大，加上
5、油气藏几何形状连通性和油藏性质的不可预测性，使得对此类油藏的开发变得比较困难。为了改善碳酸盐岩油藏开发效果的开发效果，提高油田采收率，国内外许多油田都在积极开展堵水调剖技术相关研究工作，并应用于油田生产实践。在国内，大庆、胜利、华北等油田开展得较早，工艺上已比较成熟，取得了一些宝贵经验。如胜利油田，相继在几个区块上进行以综合治理为手段的堵水研究与实践，所采用的技术包括：油藏精细描述剩余油分布、井网及层段的合理调整、各种堵水调剖研发、治理措施实施工艺技术、生产参数优化、油层保护等等，仅堵水调剖一项，每年的措施工作量就达几百口井，取得了良好的效果。有的区块治理后年综合含水、综合递减出现负增长。 裂
6、缝性灰岩油藏开发的特殊性，高温溶胶和高温冻胶堵水剂由于交联后的粘弹体粘度低、强度小，已难以适应这一油藏开发时期油井堵水的要求。因此，为了解决裂缝发育放空漏失严重的油井堵水问题，并克服原使用堵水剂强度低、热稳定性较差的不足，可采用树脂凝胶和复合凝胶堵水剂进行了现场试验。该阶段，堵剂用量有所加大。如树脂凝胶堵剂，堵剂用量为100200m3，施工排量为0.150.28 m3/min，井口压力上升一般不大于3.0MPa。针对漏失比较严重的井，华北油田采用了向井中依次挤入树脂凝胶堵剂+钻井液、树脂类堵剂+蛭石和酚醛树脂堵剂的复合堵漏剂，来建立施工压差，降低漏失，并在现场得到了成功的应用。 二、塔河油田碳
7、酸盐岩现有堵水技术 1.塔河油田碳酸盐岩化学堵水工艺技术应用现状 1.1胜利采油研究院DKD-2 TP-1堵剂 （1）堵剂性能特点 DKD-2堵剂是由含钙有机矿物、硅铝粘土矿物及多种添加剂经高温煅烧后精细研磨而成的固结型颗粒堵剂，主要成分为钙镁的铝酸盐和硅酸盐以及多种添加剂。 DKD-2系列堵剂进入地层后遇到窄的裂缝或小的孔喉而架桥、累加、固结，从而堵塞地层。 TP-1系列堵剂是一种颗粒型体膨堵剂，是一种预交联高分子聚合物。注入地层后吸水膨胀，膨胀后是一种高粘弹性胶体，占据裂缝空间。一方面，堵剂有很好的耐温性且具有一定强度，对生产过程中的出水有封堵作用；另一方面，在缝洞系统比较发育的地层，如果
8、采用多级段塞封堵，体膨堵剂可以为后续堵剂架桥，防止堵剂漏失。 （2）堵剂适应性分析 DKD-2堵剂适用于封堵裂缝、窜槽和大孔道、高渗透层，既可用于油井堵水，注水井调剖，又可用于封堵裂缝。TP-1系列堵剂具有一定强度，主要用于封堵裂缝，为后续堵剂架桥，防止堵剂漏失。 1.2河南工程院高温凝胶+高温封窜剂+纳米堵水封窜剂 （1）堵剂性能特点： a）高温凝胶： 泵入性能好，封堵率高、成胶时间4-24h可调，成胶后强度高、耐高温（350）、耐矿化度性能好，该堵剂在稠油热采井上现场试验累计98井次，工艺成功率100%，施工有效率100%，在现场应用中经受住了350蒸汽的考验，封堵效果良好。 b）高温封窜
9、剂： 流动性好，初始稠度在10BC以下，便于泵注，施工方便；高温高压下稠化时间8-15h可调，可泵时间长，施工风险小；耐矿化度性能好，强度高，突破压力1.0MPa/cm以上，封堵率高，在99%以上，堵塞能力强，耐冲刷性能好。该堵剂在稠油热采井上现场试验累计135井次，工艺成功率100%，施工有效率100%，在现场应用中经受住了350蒸汽的考验，封堵效果良好。 c）纳米堵水封窜剂： 初始稠度低（10BC以下）、流动性好，析水少，可泵时间（稠化时间）可据井况调整，固化体强度高，体积收缩率小，封堵率高，尤其具有“耐高温、高压、高盐等特性，适合于各种油藏油、水井的堵水、管外封窜和套管堵漏等措施。 （2
10、）堵剂适应性分析 此系列堵剂密度1.71-1.73g/cm3，稠化温度120，压力80MPa，颗粒微细均匀，化学活性高，悬浮性好，固结后体积不收缩，强度高，突破压力大于1.0MPa/cm，堵剂使用量小，费用高，一般用于中近地带（小于15m）、油水同洞型地层堵水； 1.3THS-11H堵剂+ THF-14堵剂（石油大学TK1116CX） （1）堵剂性能特点 a）THS-11H堵剂 密度：1.05-1.10g/cm3； 地面粘度小于40Pas，遇地层水时成胶时间小于5min。 该堵剂在进入含水地层后发生胶凝反应生成沉淀对裂缝和高渗透层形成一定的封堵作用，并能有效的控制后续的颗粒固化堵剂的沉降速度，
11、避免后续堵剂的过快分散。 b）THF-14堵剂 密度为1.390.03g/cm3； 地面粘度小于100Pa.s； 稠化时间大于8h； 强度（130*20.7MPa*48h）大于10MPa。 该堵剂在进入地层后缓慢沉降到底部固化，在深部形成强度较高的封堵带，堵塞产水通道或改变底水的上窜程度，以达到降低含水的目的。 （2）堵剂适应性分析 TH系列堵剂：稠化温度120，一般用于中近地带（小于15m）、裂缝型地层堵水，但胶结强度相对较弱。 2.塔河油田堵水效果好的工艺技术 TK838井就是运用高温凝胶+高温封窜剂+纳米堵水封窜剂技术阻止地层水通过地层裂缝窜流 具体实施思路是： 1）段塞组合封堵技术：先
12、用高温凝胶做为前置段塞，对地层深部水窜通道和裂缝进行预充填及深部封堵，再利用高温封窜剂做为封堵段塞，阻止地层水通过地层裂缝窜流，最后采用纳米封窜剂做为封口段塞进行封口，提高封堵强度，延长堵水有效期。 2）大半径深部封堵技术：采用大剂量深部封堵出水裂缝和水窜通道，扩大封堵半径，提高堵水效果。 堵水后效果评价： TK838井于2011年1月1日用3mm油嘴自喷生产，生产数据见下表2-1： TK838井堵水前后采油数据统计表见表2-2，TK838井堵水后，含水大幅度下降，产油量大幅度提高，说明堵水见到明显增油降水效果。 三、对塔河油田运用高温凝胶+高温封窜剂+纳米堵水封窜剂堵水技术的思考 现场应用
13、对于实际油藏的现场应用，主要针对以下四个参数进行现场试验，即包括封堵剂用量、挤注速度、注入压力以及顶替量。最后，分析了高温调剖剂现场的工艺问题。 1.封堵剂用量 其计算公式为：V = 3. 1482 H， 其中：R为平均处理半径；H为处理层有效厚度；V为处理量，cp为孔隙度，%。封堵半径需要根据油井的实际情况确定，如气窜水侵的程度。 2.挤注速度 不同的挤注速度会严重影响到吸气调剖面的效果，这是因为不同的挤住速度会直接影响到调剖剂对地层大孔道及孔喉的堵塞程度。根据长期的现场经验来看，高温调剖剂会自然进入高渗透层和出水层，因此建议选择比较低的挤注速度。一般为固体颗粒类型0.2-0.3m3 /mi
14、n，凝胶型0.5-0.8m3/min。 3.注入压力 注入压力对于调剖剂的影响也十分明显，如果注入压力过大的话，那么高温调剖剂会对地层造成伤害，增大现场工艺难度，如果注入压力过小的话，又会直接影响到现场施工的效果。因此针对某油田稠油藏实际地质情况以及现场经验，确定挤入压力的上限为12 MPa，如果注入压力高于这个限度，那么效果将达不到预期要求。 4.顶替量 对于现场的施工，顶替量也是一个十分重要的施工参数。因为，通常在堵水的工作结束后，为了防止堵水剂对近井地带造成的污染，而形成较大的表皮效应，以导致进行蒸汽吞吐时发生气体饶行和憋压的现象，进而破坏凝胶类的堵剂性能，可以根据实际情况适当的加大调剖
15、剂的用量，以确保堵水剂能够深入地层之中，减少调剖剂在泄油半径之内发生滞留的现象，这就称之为顶替量。主要视储层中的孔隙度、渗透率、地层亏空情况以及注入压力情况而定。 5.现场工艺 在现场试验的过程中，分别利用了三种调剖剂不同的特点，颗粒型调剖剂主要是起高强度的堵水作用，而抗高温凝胶调剖剂以及泡沫调剖剂主要起到的是防水窜和气窜的作用。 根据实际的情况，我们对现场工艺进行了以下五个方面的改进： （1）针对抗高温凝胶剂，开发一种具有防土壤膨胀，防窜，协助蒸汽吞吐驱油功能的调剖剂，主要就是面向现场的胶结疏松油层而使用的。这种调剖剂的主要特点就是要突出对粘土膨胀和运移的控制力，能够承受300摄氏度左右的高
16、温。它的主要成分包括有凝胶、有机颗粒、以及惰性无机固体颗粒组成。 （2）为了提高封堵率，延长药剂使用寿命，在现场实施了大剂量和大范围（1800吨和作用半径11m）的凝胶封堵试验，优选出以下一些工艺的措施：实施三段段塞工艺，前段段塞实现将水推进地层，起到防止中部凝胶被地层水稀释的作用，而中段段塞起到封堵水窜和气窜通道的作用，末端段塞加入耐高温封口剂材料后，起到阻挡蒸汽突破的作用。 结论： 1.对于边、底水的油藏、油井易发生水窜、气窜的现象，高温调剖堵水技术可以有效地降水、增油以及封窜； 2.若以堵水为目的的话，固体颗粒型调剖剂比较好，它具有较强的封堵性能； 3.若以防窜为目的的话，抗高温凝胶调剖
17、剂比较好，它具有较强的防窜的性能； 通过以上3点的结论，对于塔河油田所具有的孔、缝、洞发育，高温，高盐，超深井等特殊条件，河南工程院的高温凝胶+高温封窜剂+纳米堵水封窜剂堵水技术是塔河采油三厂效果最好的堵水技术。（作者单位：西北油田分公司勘探开发研究院物研一所） 参考文献： 1刚振宝，卫秀芬. 大庆油田机械堵水技术回顾与展望J. 中国地质大学，中油大庆油田有限责任公司，2006. 2董富林.全国高含水期油田开发讨论会在大庆召开J .大庆石油地质与开发，1983，4. 3S. C. Hurley；J. R. Murphy，赵进锡.三维地震在油田开发和勘探中的应用Ship Shoal 113 Unit油田A .美国勘探地球物理学家学会第61届年会论文集C，1991. 4黄青松.利用暂堵方法实现汽窜通道选择性封堵研究J.江汉石油学院学报，2004，26 文档资料：试论塔河油田堵水技术的现状及前景 完整下载 完整阅读 全文下载 全文阅读 免费阅读及下载感谢你的阅读和下载*资源、信息来源于网络。本文若侵犯了您的权益，请留言或者发站内信息。我将尽快删除。*
