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QHD32-6油田油井堵剂用量的确定

2015-11-24王天慧贾云林吕国胜赵雅军周德胜

石油化工高等学校学报 2015年2期
关键词:水率压力梯度油井

王天慧,贾云林,吕国胜,赵雅军,周德胜

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300452; 2.西安石油大学石油工程学院,陕西西安 710065)



QHD32-6油田油井堵剂用量的确定

王天慧1,贾云林1,吕国胜1,赵雅军2,周德胜2

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300452; 2.西安石油大学石油工程学院,陕西西安 710065)

分别测量4种配方堵剂封堵不同渗透率人造岩芯模型后的突破压力,结合QHD32-6油田油井的地层参数,作出不同配方堵剂的突破压力梯度与地层渗透率的关系曲线,进而得到封堵半径与堵水率的关系曲线。根据测量点距油井的距离与压降梯度变化关系曲线,设计3个段塞,在有效封堵的基础上减少药剂用量,得到堵水剂的最佳用量。

封堵半径; 堵水; 突破压力; 压力梯度

QHD32-6油田以边底水为主,多油水系统,复杂河流相稠油油藏,油水黏度比大(100~500)、底水油藏油柱高度低(5~15 m)、储层垂向渗透率高(Kv/Kh=0.7),这些是导致油田含水上升快的客观因素。孔隙度主要分布在25%~45%,平均孔隙度35%~38%,渗透率(100~11 487)×10-3μm2,平均渗透率约为3 000×10-3μm2,为高孔高渗储层,地层温度为55~65 ℃。原油具有黏度高、比重大、胶质沥青质含量高、含硫量较高、含蜡量低、凝固点低的特点,为重质稠油。

油田开发进入中后期,含水率普遍较高(大于90%),部分油井采出程度较低(小于40%)。由于油层非均质性强,易出现水在油层中窜流、突进的现象,严重影响油田的开发。为了提高油田注水效果及最终采收率,需对油井及时采取堵水措施[1-5]。实施堵水作业对提高水驱油藏采收率具有显著效果,油藏中堵水剂的封堵半径、段塞组合设计方法、油层厚度是堵剂用量的重要依据。然而,目前的堵水作业过程中,一般采用经验法分多次注入适量堵剂,从而导致堵水有效期较短、效果差。有效的堵水工艺应当确定科学的封堵半径,保证堵水效果,减少堵剂用量。堵剂进入油藏后优先进入高渗透层,随着堵剂深入地层,高渗透层承受的压力梯度不断减小,当地层承受的压差低于堵剂能承受的最大压差时就能有效地封堵住高渗透层[6-9],利用这一特性可以为堵剂做段塞组合设计,既能有效封堵又能减少堵剂用量。

1 室内实验

1.1 实验仪器、试剂及材料

主要仪器:填砂管、精密压力表、平流泵、电子天平、电动搅拌机、电热恒温鼓风干燥箱。试剂及材料:XS-1型智能冻胶(M=1 800×104),QHD32-6油田注入水(矿化度为2 500 mg/L,pH为8),人造岩心(0.3~0.4 μm2、2~3 μm2、10~11 μm2),有机铬交联剂。

1.2 实验方法

突破压力是评价堵剂封堵性能的重要参数[10],为了研究堵剂配方对突破压力的影响采用填砂管流动实验模拟QHD32-6地层情况,实验所用堵剂配方如表1所示(组分中数值为质量分数)。实验主要步骤如下:(1)反复填砂分别得到渗透率分别为0.3、3、10 μm2的人造岩芯;(2)以2 mL/min的速度正向注入1 PV堵剂;(3)将填砂管在60 ℃烘箱中放置48 h,确保堵剂体系充分交联;(4)反向水驱岩芯直至填砂管出口端流下第一滴液体且后续不断有液体流出,此时压力表读数即为堵剂的突破压力pt,驱替流程如图1所示。

表1 堵剂配方组成

图1 填砂管驱替流程图

Fig.1 The flow chart of sand filling tube displacement

1.3 结果与讨论

通过以上实验测得突破压力数据,为了便于比较,将所得数据换算成单位长度下的突破压力,即突破压力梯度。在双对数坐标系中,做出(dp/dr)-K关系图,结果见图2。

从图2中可以看出,渗透率相同时,铬冻胶的突破压力随XS-1质量分数的增加而增大;铬冻胶的突破压力梯度与渗透率在双对数坐标系下呈线性关系,当渗透率K增加时,铬冻胶的突破压力梯度减小。当某地层位置的突破压力梯度不小于该位置的地层压降梯度即表明堵剂能够有效封堵该地层,从而可以合理地为堵剂做段塞组合设计。

图2 堵剂质量分数和突破压力梯度的变化关系曲线

Fig.2 The changing curve of plugging agent mass fraction and breakthrough pressure

2 参数设计

2.1 封堵半径的确定

堵水半径是一个关系到堵水效果的重要参数[11],一般情况下堵水处理半径的确定公式可由连续径向流达西公式推导得出:

(1)

若令f=J0/J,式(1)整理得:

(2)

式中:J0为堵水前吸水指数,m3/ (MPa·d);J为堵水后吸水指数,m3/(MPa·d);rp为堵水半径,m;rw为井筒半径,m;re为泄油半径,m;Frr为平均残余阻力系数。

将QHD32-6油A24油井现场数据(rw=0.18 m,re=322 m,Frr=10)代入式(2)可得rp与f的关系:当f为2.5时,堵水率为60%,堵水半径为0.63 m;当f为10时,堵水率为90%,堵水半径为321.1 m,堵剂成本过高。因此应当设计合理的封堵半径既能有效封堵,又能减少堵剂用量。当堵水率为60%~89%,可以得到堵水半径和堵水率的关系曲线,如图3所示。

图3 堵水半径和堵水率的变化关系曲线

Fig.3 The changing curve of water plugging radius and water plugging rate

从图3中可以看出,当堵水率超过85%以后,堵剂用量随堵水率的升高而急剧增加。结合油田实际情况,将堵水半径设计为12~15 m,堵水率超过80%的基础上减少堵剂用量。

2.2 段塞设计

高渗透层流动可以认为是水相流动,由于油藏单相流体可压缩,可作以下假设得到其地层压力,油藏无限大,产量恒定不变,上、下边界保持封闭,表皮效应影响及井筒储存忽略不计,岩石压缩系数、地层厚度和孔隙度认为是常数,单相流体压缩系数及黏度保持不变,忽略重力影响,岩石特性和流体与压力不相关,从而可以得到:

(3)

式中:C1为常数,0.063;r为油井和测量点的距离,m;t为扩散时间,d;φ为孔隙度。

由式(3)可得:

(4)

式中:r为测量点距离油井距离,m;rw为油井半径,m;re为油水井井距,m;pe为水井井底压力,MPa;pwf为油井井底压力,MPa;dp/dr为地层压降梯度,MPa/m 。

将QHD32-6油A24油井数据(rw=0.18 m,re=322 m,pe=10 MPa,pwf=7 MPa)带入式(4)可得压力梯度变化率与油井距离关系的曲线,如图4所示。

图4 压力梯度变化与油井距离的关系曲线

Fig.4 The curve of pressure gradient and the distance to the well

从图4中可以看出,压力梯度在近井附近(小于3 m)变化最大,表明越靠近井底渗流经过单位距离的能量损失越大。为了保证堵后有足够产液能力,需要将高强度堵剂注入井眼小于3 m地层,相对低强度的堵剂注入远井地带。结合图2中不同配方堵剂对突破压力梯度的影响可得表2。

表2 不同配方堵剂所对应的突破压力梯度及其在油层的位置

合理利用突破压力梯度与封堵位置的关系从而有效地堵住高渗透层,结合表2,如果封堵半径设计为15 m时,堵剂分为两个段塞注入,即3~5 m使用2号+3号堵剂组合,5~15 m使用1号+2号堵剂组合。

2.3 堵剂用量

化学堵剂用量由式(5)计算[12]:

(5)

式中:V为化学堵剂体积,m3;R为化学堵剂伸至的距离,m;h为化学堵剂的垂直高度,m;φ为孔隙度。

已知QHD32-6油田北区A24油井的地层参数:h=15 m,φ=35%,R在 5~20 m,可得化学堵剂用量与封堵半径的关系曲线,如图5所示。

从图5中可以看出,蓝色区域表示封堵半径为12~15 m时堵剂体积为2 373.8~3 709.1 m3。

图5 封堵半径与堵剂用量的关系曲线

Fig.5 The curve of plugging radius and plugging agent’s dosage

3 结论

(1) 通过室内实验及达西公式的理论推导建立了XS-1型堵剂突破压力梯度与地层压降梯度的匹配关系。

(2) 为A24井确定了合理的封堵半径、注入量及段塞组合方式,优化了堵剂用量,本研究成果对同类油田堵剂用量的优化设计具有借鉴意义。

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(编辑 宋官龙)

The Dosage of Plugging Agent in QHD32-6 Oilfield Well

Wang Tianhui1, Jia Yunlin1, Lyu Guosheng1, Zhao Yajun2, Zhou Desheng2

(1.Tianjin Branch of CNOOC, Tianjin 300452, China;2.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’anShaanxi710065,China)

The breakthrough pressure of several different artificial core-models was measured after injecting 4 kinds of plugging agents, respectively. Combining with the stratum parameter of QHD32-6 oilfield, a relationship curve between the gradient of breakthrough pressure and the permeability of stratum was described under different formulas, and a relationship curve between plugging radius and water shutoff rate was obtained. Basing on this curve three slugs were designed in order to plug water effectively with less plugging agent according to the distance from measurement point to the oil well, and a best dosage was obtained finally.

Plugging radius; Plugging water; Breakthrough pressure; Pressure gradient

1006-396X(2015)02-0058-04

2014-10-29

2014-12-11

中海油重大专项“QHD32-6油田油井选择性堵水工艺研究”(CNOOC-SY-008)。

王天慧(1974-),男,工程师,从事含水海上油田采油工艺技术研究; E-mail:wangth2@cnooc.com.cn。

赵雅军(1988-),男,硕士研究生,从事提高采收率技术研究; E-mail:215450951@qq.com。

TE358.3

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.02.012

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