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海上油田解堵增注技术研究

2010-09-07全一平

中国新技术新产品 2010年1期
关键词:层系排液洗井

全一平

(中海石油(中国)有限公司,北京 100010)

该海上油田从北到南分为两个区块,其中北块最复杂,纵向上油组多,共有9 个油组,均为独立油水系统,压力系数自上而下增加,不同的油组存在着边水或者气顶。根据北块的复杂情况,开发方案中将北块油组划分为上、中、下三个开发层系;南块压力正常,分为上、下两个层系开采。油田储层物性属中-好级别,油层产能高,注入能力强,主砂体储层连通性较好。开发实施方案设计的注采井网比较完善,早期注水保压开采将会有较高的采收率。在油田投产投注阶段,第一口注水井(南块A16)首次注水失败,注入量从150m3/d 急剧下降为0。油田设计的5 口注水井有3 口不能正常注水,导致生产气油比上升过快,油田产油量急剧下降,如果不能实现注采平衡,油田的稳产目标就无法实现,采收率也将大幅度降低,油田急需解决注水井注水量不足的问题。

1 原因分析及解堵措施

1.1 原因分析

针对该油田的注水问题,归纳起来,有代表性的说法有三种:“低渗说”、“地层污染说”和“堵塞说”,每种说法都相应地提出了解堵措施。

1.1.1 低渗说

“低渗说”认为:注水井储层物性差、渗透率低,吸水指数低,启注压力高,在目前注水压力下注水能力低甚至注不进水。增注措施是:“增压注水”,即安装增压泵,提高井口注入压力,使注水压差增大、注水量增加。

笔者认为“低渗说”不成立。从生产曲线可看出,在生产压差仅有2-4Mpa 采油井产油量均比较高,如果进一步放大生产压差,产量很容易超过1000m3/d;注水井的地层系数确实比采油井的低,但其排液量可达200-900m3/d,况且这并非最大排液量,注水量应是排液量的2倍以上,高者可达到5倍,在目前最高井口注入压力为13Mpa 的情况下,注水井完全可达到注水量要求,增压注水是没有必要的。

1.1.2 地层污染说

地层污染说认为:在钻井、完井过程中,钻井液和完井液不可避免地渗入地层,并与地层流体发生作用使地层受到污染、地层渗透率降低、注水能力下降甚至注不进水。增注措施是:酸化。

笔者认为钻井液的污染半径一般较小,射孔都有可能将污染带穿透;能渗入地层的钻井液和完井液其颗粒一定很小,通过排液完全可以将其排出地层,排液所起的除污作用,仅经过20小时生产(排液),污染系数(真表皮)从16.88 以上降到3.68,可以说钻、完井液渗入地层所造成的污染完全可以排液来解除。

1.1.3 堵塞说

通过收集钻、完井资料,仔细分析钻井、完井、排液(生产)、注水过程,以锐利的目光,发现A16 井是由于注水时井筒不干净造成射孔炮眼堵塞而注不进水,从而提出“堵塞说”,并就此提出解堵增注措施:“补孔-排液-洗井”的解堵法。在对A16 井实施该解堵措施后,注水量达到1500m3/d,效果相当显著。

“堵塞说”的核心是找到了污染源——完钻固井后油基泥浆留在井筒长达一年多,已变性的油基泥浆粘附在套管内壁,“一般的洗井液、常规的洗井程序”难以将其清洗干净;正确认识了堵塞机理--在井筒中的“脏物”对排液(或生产)无阻力,但注水时,直径小于喉道(4-20μm)的“脏物”会被注入水带进地层使被注入层受到污染,直径大于喉道的“脏物”因无法通过喉道而堵塞孔隙直至最后堵塞炮眼。

1.2 措施研究

这里所提的解堵法就是针对“堵塞说”而提出的“补排洗解堵法”,补孔是为了建立地层与井筒的新通道(若原孔眼已被“脏物”完全堵死);排液是为了清除被注入水带进地层的“脏物”,所以,此处所说的排液必须是有效排液;洗井是为了切断污染源,所以,此处所说的洗井必须是彻底洗井。

2 效果分析

2.1 “补排洗解堵法”解堵效果

油田投产后,凡是进行了有效排液且未受污染的井、层系(A9上、中层系,A7 中层系,A17)和采取了“补排洗解堵法”的受污染井、层系(A8上层系,A10上层系,A16),均已达到较高的注水能力,且注水能力不但一直未下降反而有所上升。 油田北块在注水收效之前,产量递减快,生产气油比上升快;注水收效后,产量大幅回升,生产气油比上升上速度得到有效控制,充分体现出注水开发的优越性。

该油田至2001年10月已采油 300 ×104m3,注水 340 ×104m3;其中由“补排洗解堵法”解堵井增注量为170 ×104m3,可增加采油50 ×104m3 以上,取得了极好的经济效益。

“补排洗解堵法”中的排液必须是有效排液,泵抽排液对单层解堵特别有效。对于多层合排液的井,一旦有一层的堵塞被解除,井底流压马上升高,生产压差减小,但对其它未被解堵的层就难以再起作用。因此,对于多层合注的受污染的注水井,必要时应对单层实施“补排洗解堵法”解堵增注。

2.2 其他解堵法解堵效果

未能采取“补排洗解堵法”的受污染层段(A8 中层系,A9 下层系,A10 中、下层系,),先后采取了其他多种解堵增注措施:非线性波解堵;水力喷射泵排液;酸化;高压注水,增大注水压差。

实施结果表明,这些层的堵塞未能得到解除,注入量仍然极低甚至根本无法注水:非线性波对A8 井中层系无解堵作用;水力喷射泵排液因难以形成较大压差而对A8 井中层系无解堵效果;A9 井下层系酸化,由于没有排酸的过程,解堵效果不佳,乏酸对储层的二次污染不容忽视;高压注水增加的注入量极其有限,更无法起到解堵作用。如果井筒未洗干净,高压注水反而会加重堵塞,给日后的解堵造成更大困难。

各井解堵方法及解堵效果见表1

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3 结论与建议

该油田注水井注不进水是由于井筒不干净造成射孔炮眼堵塞所至,据此提出的解堵增注措施:“补孔-排液-洗井”。对A16 井实施该解堵措施后,注水量达到1500m3/d,效果相当显著。油田生产动态表明,油田生产的好坏取决于人工注水的水平,如果注采井网完善,注采平衡则地层压力下降较少,生产气油比稳定,产量稳定,采油速度、采出程度高。如果注入量少,则地层压力下降快,生产气油比上升快,导致产量递减快、采出程度低。油田必须立足于注水开发。建议在受污染严重的A10 井中、下层系、A9 井下层系,逐层实施“补排洗解堵法”解堵。电泵带电子压力计可准确评价解堵效果。

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