高升油田多分支水平井分段酸化技术研究应用

尹 华

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

高升油田多分支水平井分段酸化技术研究应用

尹 华

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

多分支水平井技术是提高难采储量低速开发区块产能的重要手段。在水平井钻、完井过程中,入井流体对水平段不同位置的浸泡时间不同,造成水平段伤害带呈不均匀分布,因此,水平井酸化过程中水平井段的均匀布酸是水平井酸化效果好坏的关键。为此,分析了高升油田雷52块水平井伤害特征,依据油层物性,筛选出了胶束酸液体系配方,并研究了滑套投球分段酸化工艺。雷52-杜 H301井应用水平井分段酸化技术后,油层污染得到解除,产液量大幅度提高,实现了筛管完井多分支水平井均匀布酸。

多分支水平井;油层污染;酸化技术;高升油田

随着水平井钻井技术的发展与完善,越来越多的油田开始应用水平井技术。高升采油厂在低速区块上已开始规模性应用该技术,投产的水平井越来越多,但目前水平井产能未能得到有效发挥,平均单井产油7.6 t/d,没有达到预期的产能。水平井钻井时间较直井长,水平段与油层接触面积大,所受的伤害程度要远大于直井[1-2],严重的伤害可使水平井失去产能。而目前水平井,特别是多分支水平井和鱼骨状水平分支井增产技术单一,配套技术较少,且有局限性。因此,如何均匀处理水平井段,解除油层污染,改造低渗层段,提高水平井开发效果是目前需要解决的问题之一。

1 雷52块地质概况

雷52块构造上位于西部凹陷中部曙光-雷家斜坡带东北部,为四条断层夹持的单斜构造,其中主力油层杜Ⅲ2层油层埋深2 480～2 750 m,油藏类型为岩性-构造油藏,主要储集岩为泥质白云岩和白云质灰岩。储集空间类型主要为构造裂缝,溶蚀成因的孔、缝不发育,基质平均孔隙度为9.3%,渗透率为(0.05～26.7)×10-3μm2。地下原油密度为0.7 g/cm3,粘度为2.45 m Pa·s,含蜡量为8.23%,凝固点为25.57℃。地层水属碳酸氢钠型,矿化度为3 445.28 mg/L,原始地层压力27.62 M Pa,油层温度92.2℃。

雷52-杜 H301井为雷52块实施的多分支水平井,该井设计8个分支,其中水平段长913.95 m,8个分支井段长合计为1 288.88 m。该井于2008年5月11日开钻,2008年10月12日完钻,钻井时间长达155 d。该井2008年11月10日投产,日产液5.6 t,日产油3 t,产能低,与预期产能差别大。分析该井低产原因认为:油层物性差、泥质含量高、油层裂缝不发育是该井低产的内在原因。该井油层解释结果为泥质白云岩,泥质含量高达44.5%,平均孔隙度2.9%,渗透率为1.2×10-3μm2,含油饱和度仅13.7%。钻井周期长,泥浆浸泡油层时间长,油层受钻井泥浆及钻井液污染是油井低产的外在原因。

根据区块及油井状况,为了提高雷 52-杜H301井产能,开展多分支水平井酸化技术研究,研究筛选适合雷52-杜 H301井酸液体系及酸化工艺。

2 雷52块酸化处理技术特点

酸化是解除油层污染恢复油井产能的有效技术。但水平井酸化与直井酸化相比明显不同,水平井酸化更为复杂和困难。目前高升油田水平井酸化处理具有以下技术难点:

(1)受完井形式的限制,水平井多是割缝筛管完井,需要研究并优选有效的酸化工艺方案。

(2)水平井周围的伤害带不同于垂直井的径向模型,而是呈截锥椭圆柱体,其较大基底靠近该井直井段,这就要求选择性分段酸化,并确保酸化水平段按不同污染程度布酸。

(3)水平井处理层段较长,用酸量大,经济上存在一定风险。

(4)由于水平井酸化施工时间长,设备及管柱的腐蚀严重,这就需要使用高性能、长效的缓蚀剂。

(5)由于钻井液污染较深,要求酸液有较强的穿透距离,这就需要利用缓速酸技术延缓酸的反应速度。

由于水平井酸化存在上述难点,因此开展水平井酸化解堵工艺研究,确定酸液体系、施工工艺,优化酸液处理量,提高酸化效果。

3 酸液体系配方研究

3.1 主体酸浓度优选

由于目的油层岩性为白云岩,因此主体酸液选择盐酸。利用酸溶蚀率实验优选酸液浓度,为设计酸化措施方案提供资料。盐酸质量百分数分别为:10%、12%、15%、20%,试验样品采用雷 52- 杜H 301井钻井岩屑及邻井雷15井岩心进行溶蚀率试验,试验结果见表1。当盐酸浓度达到12%时岩屑溶蚀率达到41.7%以上,而岩心溶蚀率达到51.7%以上,继续增加酸液浓度,溶蚀率增加很小。因此现场试验酸液浓度选择12%。

表1 岩屑和岩心溶蚀率试验

3.2 胶束剂性能评价

碳酸盐岩及白云岩油藏多为裂缝性油藏,酸液与裂缝壁面反应形成孔洞,它极大地加剧了酸液的滤失,直接影响到酸化效果;酸液与碳酸盐反应速度极快,如何减缓酸岩反应速度,是碳酸盐岩油藏酸化需要考虑的重点。在酸液中加入胶束剂,增加酸液黏度,同时将盐酸束缚起来,从而达到降滤失和缓速功能。胶束剂性能评价主要进行界面张力及残酸悬浮颗粒性能测试。

(1)胶束酸界面张力。利用挂片法测试胶束酸界面张力,利用石油醚模拟油相。试验酸液采用12%盐酸,测试不同胶束剂浓度下胶束酸界面张力,试验结果见图1。试验结果表明,加入质量百分数1%胶束剂后酸液界面张力降到5×10-3N/m以下,但当胶束剂浓度大于1%以后,体系界面张力降低幅度有限。

图1 胶束酸界面张力

(2)胶束酸残酸悬浮固体微粒性能评价。胶束酸体系通过静电作用能将酸不溶物微粒悬浮于酸液中,试验评价20%盐酸、1%胶束酸、5%胶束酸随反应时间延长体系悬浮颗粒能力(图2)。由试验结果,可知20%盐酸在反应10 min后,体系颗粒悬浮率就降到5%;而加入胶束剂后,反应60 min后,悬浮率仍达20%以上,酸液悬浮能力改善。随着胶束剂浓度增加,体系悬浮率增加不明显。综合界面张力试验结果,胶束剂浓度确定为1%。

图2 胶束酸残酸悬浮固体微粒性能

(3)破乳助排剂优选。在酸化过程中,酸液与原油容易形成稳定的油包水型乳化液,粘度增大,原油流动阻力增加,影响了残酸返排,严重时能够造成油层堵塞,降低酸化效果。在酸液中加入破乳助排剂能够防止乳化液形成,同时降低表面张力,利于残酸迅速返排。

试验选择 TR-DEM/PTD-I和BZP-2型破乳助排剂,测试不同浓度下破乳助排剂水溶液表面张力,测试结果见图3。由试验结果可知,BZP-2型破乳助排剂水溶液表面张力要低于 TR-DEM/PTD-I型破乳助排剂,BZP-2型破乳助排剂质量百分数在25%时水溶液表面张力就降到20 mN/m,满足现场要求(≤25 mN/m)。

图3 不同浓度破乳助排剂水溶液表面张力

(4)缓蚀剂优选。缓蚀剂能够减缓酸化过程中酸对设备、地面管线、油管及套管腐蚀。水平井酸化施工时间长,设备及管柱的腐蚀严重,这就需要使用高性能、长效且不产生点蚀的缓蚀剂。而且雷52块目的油层温度高达92.2℃,对缓蚀剂性能要求更高。试验选择辽河大明和盘锦汇明生产的两种缓蚀剂进行筛选评价,试验温度在92.2℃,试验结果见表2。由表2可知,盘锦汇明生产的缓蚀剂腐蚀速率低于辽河大明生产的缓蚀剂,而且腐蚀速率达到标准要求,因此现场采用盘锦汇明生产的缓蚀剂。

表2 缓蚀剂进行筛选评价

4 酸化工艺研究及现场应用

酸化的关键是将酸液注入低渗透带或伤害严重井段,达到均匀改善井壁周围地层的渗透率,均匀解堵目的。因此水平井酸化时,水平井段的均匀布酸是取得预期效果的关键。结合雷52-杜H301井储层岩性、油层物性、完井方式和水平段特点,研制了投球分段酸化工艺,设计了四级分段酸化管柱来达到均匀布酸的目的。

4.1 结构原理

投球分段酸化工艺管柱由滑套喷砂器、滑套密封器、扶正器等工具组成(图4),通过自下而上的处理方式可以实现不动管柱酸化3～4层或对其中任意1层进行施工。

4.2 施工工艺

(1)第四段:按设计要求配好管柱,连接管线,循环泵,小排量替液(排量小于0.7 m3/min,正反顶替均可),此时,由于滑套的作用,上部各级喷器均处于密封状态,而四级喷砂器处于工作状态。此时,可直接依照施工设计进行第四段酸化施工。

(2)第三段:待第四段施工结束后,投球(φ28 mm)至三级喷砂器坐封球座处,油管内憋压15 M Pa将滑套打落至滑套密封器处,使三级喷器处于工作状态,并密封下层喷砂器。依照施工设计进行第三段酸化施工。

图4 投球分段酸化工艺酸化管柱示意图

(3)第二段:待第三段施工结束后,投球(φ32 mm)至二级喷砂器坐封球座处,油管内憋压15 M Pa将滑套打落至密封面处,使二级喷器处于工作状态,此时三级喷器以下各工具处于非工作状态。依照施工设计进行第二段酸化施工。

(4)第一段:待第二段施工结束后,投球(φ36 mm)至一级喷砂器坐封球座处,油管内憋压15 M Pa将滑套打落至密封面处,使一级喷器处于工作状态,此时二级喷器以下各工具处于非工作状态。依照施工设计进行第一段酸化施工。

酸化施工完成以后,从套管泵入洗井液进行反洗井快速排酸,然后上提管柱解封封隔器,起出施工管柱。

4.3 施工参数

为了提高酸液的波及面积,现场施工中尽量提高施工排量,设计注酸排量3 m3/min。

4.4 现场应用效果

2008年现场试验一口井,即雷52-杜 H301井。该井于2008年12月17日酸化,共注入酸液720 m3,分四段注入:第一段注酸量130 m3,第二段注酸量160 m3,第三段注酸量190 m3,第四段注酸量240 m3,注酸排量控制在2.6～3.2 m3/min。由施工过程压力变化情况看,各段塞施工压力均有不同程度下降,说明油层污染堵塞得到解除。雷52-杜 H301井于2008年12月23日转抽,初期产液量32.5 t/d,产油量 14.6 t/d,含水 55%(图 5),产液量较措施前提高了5.4倍,产油量增加3.9倍。

5 结论

(1)在水平井储层物性分析基础上,明确了水平井低产原因和油层污染特点。

图5 雷52-杜 H301井采油曲线

(2)通过室内试验与试验评价,采用胶束酸替代常规酸液,不但可降低酸-岩反应速度,而且可以有效保证在不破坏岩石主体骨架条件下,提高溶蚀率,解除油层污染。

(3)采用多级注酸管柱可以实现筛管完井多分支水平井均匀布酸。

(4)多分支水平井酸化技术的试验和成功应用,不但解决了雷家地区水平井增产问题,而且为类似区块应用水平井改善开发效果提供了新途径。

[1] 刘晓旭.水平井伤害的分析与计算[J].石油钻采工艺,2003,25(6):471-474.

[2] Frick T P,Economides M J.Horizontal well damage characterization and removal[A].SPE 21795.

tion;acidizing technology;Gaoshen oilfield

102 Application of multi-lateral horizontal well section acidizing technology in Gaosheng oilfield

Yin Hua(Gaosheng Production Plant,Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjing,Liaoning 124125)

M ulti-lateral ho rizontal well technology is important measure to enhance the p roduction capability of difficult p roducing reserve and low speed development block.In the p rocess of horizontal well drilling and comp letion,input fluid caused different immersion time fo r different position,w hich caused uneven distribution of damage belt.Therefo re,even distribution acid of ho rizontalwell section is key element to acidizing effect.Analysing damage featuresof Gaoshen oilfield Lei 52 horizontal wells,acco rding to oil layer physical p roperty,micelle acid fluid systematical formula is selected and sliding sleeve ball section acidizing technique is studied.After app lication of horizontal well section acidizing technology in Lei 52-Du H301 well,oil layer pollution is released,fluid p roduction is enhanced in large scale,w hich realized the even distribution acid in screen comp letion multi-lateral horizontal well.

multi-lateral ho rizontal well;oil layer pollu-

TE357

A

1673-8217(2011)05-0102-03

2011-05-20

尹华,工程师,1975年生,1999年毕业于东北大学钢铁冶金系,现从事油田化学科研工作。

编辑:李金华