利用氮气实施堵水新工艺的可行性研究

2013-05-10林涛，张强，陈超

石油化工应用 2013年3期

林涛，张强，陈超

（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽 300450；2.大庆油田工程有限公司，黑龙江大庆 163712；3.华北油田分公司第四采油厂，河北廊坊 065000）

堵水技术比较关键的问题是找到出水位置，找准位置即可采用相对应的堵水方式。堵水工艺明确出水层系或出水点或套管漏失段，所采用的方法就是测试漏失点段的漏失量即油井测试产出水量；根据测试结果确定调剖堵水、封堵射孔层段或封堵套管漏失。堵水技术就是要根据油井各油层高含水成因不同，采取相应的技术，堵住或部分堵住主力出水层，降低油井产水量，提高产油量。砂岩层系堵水偏重于含水较高的高渗透吸水或出水层系；灰岩堵水主要是边水、底水锥进，堵水的难点是裂缝性连通；两者在施工难度上相比较，灰岩的裂缝性出水难度更大。地质条件在更复杂的情况下，底水、层内水浸、边水等将使情况更加复杂。

选择性堵剂堵水在渗漏率差异较大的多层油藏、垂向渗透率级差较大的层内，降低排量和注入压力，是可以让低渗透部位或者油层少进，但是堵剂进入也是肯定的。从油层保护方面来看，尽管在低渗部位进入较少，但是同样的堵塞率出现在高渗透和低渗透部位，对于低渗透部位的损害将是十分严重的。本文正是试图在这方面进行一种新的可行性研究，利用氮气进行辅助堵水作业，使多层油藏具有一定的自主选择性，在配合选择性堵剂的使用，为我国的堵水技术发展提供新的思路。

1 工艺原理

1.1 毛细管理论

油藏岩石中的孔隙空间是由许多大小不等的弯曲孔道组成的，这些孔道的形状极其复杂。把这些复杂的孔道简化为毛细管模型，研究流体在毛细管孔道中的流动规律，然后再推广到复杂孔道的情况。由于油藏岩石中的孔道大小不等，所以油藏中油水界面和油气界面不是一个水平面，而是一个油水过渡带或油气过渡带。一般来说，油水过渡带比油气过渡带要宽[1]。

在单根毛细管、单相液流中，只考虑粘滞力作用的情况，由毛细管流动公式：

可见两根毛细管，如毛细管半径分别为r1和r2，则其流速之比为：

这说明若两根毛细管半径相差10倍，则流速会相差100倍。因此，在岩石孔道中，在外加压差作用下，渗流主要发生在大孔道中，有一部分小孔道实际上可能未参与流动。在有底水的油藏中，由于油水的密度差异，底水锥进主要是发生在大孔道，在低渗透层位进入的水较少。对高含水的多层油藏注入一定量的氮气，由于油藏中水的存在形成一定的压力，并且油水过渡带比油气过渡带要宽，所以气体的进入量有很大的差别。

1.2 多层油藏具有自主选择性

氮气的性质决定其在多方面用途：氮气是惰性气体、不易燃烧、干燥、无爆炸性、无腐蚀性，导热系数仅为0.020 5，因此氮气适合作为这种先期注入气体。油水井注氮气常与其他措施配套综合实施，水井分注、堵水、酸化等。氮气在油藏中存在气阻效应，气体更易进入低渗透层，同时气泡也有一定堵水作用[2]。

在多层油藏注入氮气的过程中，随着注入氮气量的增加，压力逐渐升高，但达到一定值后，继续注入压力保持稳定[3]（见图1）。这说明在氮气的注入过程中达到一定值后随着氮气量的增加，压力并不随其变化，这为进行这项工艺奠定了一定的理论基础。

其中注气在注入20 h内压力出现稳定。由于注气量有限，在含水的高渗透层气体要克服由于水浸形成的一定的阻力，所以进入的气体量较少；而在低渗透层由于有气阻效应的存在，并且存在的阻力较小，进入气体量较多，类似（见图2）。

图2 注入氮气后孔隙受力

注入一定量氮气后，对于大孔道，P1远大于P2，对于低渗透层，由于气阻效应和毛细管作用的减小使得孔隙吸入的氮气量较多，P1远小于P2，停止注气后短时间返排，大孔道中由于水的作用气体很快排出见水，而低渗透层相对较慢，这样在注入选择性堵剂时，会优先进入高渗层，低渗层由于气体的存在，对堵剂具有一定的排斥作用，这样使多层油藏具有了自主选择性。

2 工艺实施

利用注入氮气辅助进行堵水，先向地层中注入一定量的氮气，考虑到油层中的渗透率差异以及大孔道微裂缝的存在，每个层位吸收的氮气量不一样，因此在孔隙度大，渗透好的岩石内，流体的进入量会由于气体膨胀会受到限制。而在小孔隙内，水体进入困难，水体压力高，而气体不容易膨胀，气泡小，流动阻力小，因而进入量多。注气后，油气间的界面张力远小于油水间的界面张力约4倍，而油气密度差又大于油水密度差约6.7倍，从而减小了毛管力的作用[4]，有利于气体进入低渗透层。

注入在较短的时间内返排，使油藏具有一定的自主选择性。这时再注入选择性堵剂。根据油层的具体情况选择堵剂，选择性堵剂就能优先进入大孔道，实现选择性封堵的目的。这样的工艺技术能极大地减少对油层的污染，最大限度的保护油层。