注水井降压增注技术应用及效果评价_樊光梅.pdf
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1、靖安油田 M 区长 2 油藏为一平缓的西倾单斜鼻状构造与上倾方向的岩性尖灭或岩性致密遮挡相配合,形成的构造-岩性油藏,属于弹性弱水压驱动,储层物性较差,非均质性强,具有中等孔隙度、低渗透率的特点。该区自 1997 年开始采用反九点井网建产,目前以采出水注入为主,随着注水开发时间的延长,注水压力不断升高,高压欠注井逐年增多,目前采油井 211口,注水 80 口,注水井欠注井 12 口,占总井数的 15%,注水井降压增注技术应用及效果评价樊光梅(中国石油长庆油田分公司第四采油厂,宁夏银川750001)摘要:随着采出水注入开发时间的延长,高压欠注井日益增多,近几年已成为影响油藏开发效果的主要因素,针
2、对此类开发矛盾,实施了注水井降压增注措施效果分析及评价,通过不断的工艺改进、对比、分析及评价,近几年实施的新工艺降压增注效果较好,为后期油田开发的欠注井治理工作开启了新思路。关键词:注水井;高压欠注;降压增注;效果评价中图分类号:TE357.14文献标识码:A文章编号:1673-5285(2023)03-0085-05DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.017*收稿日期:202301-25Application and effect evaluation of water injectiondepressurization and injection in
3、crease technologyFAN Guangmei(Oil Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company,Yinchuan Ningxia 750001,China)Abstract:With the extension of the development time of produced water injection,the number of high-pressure under-injection wells is increasing,which has become the main factor
4、affecting the reservoir development effect in recent years.In view of such development contradictions,the effect analysis and evaluation of depressurization and injection increase measures for water injection wells have been implemented.Through continuous process improvement,comparison,analysis and
5、evaluation,the new process implemented in recent years hasachieved good results in depressurization and injection increase.It opens a new idea for thetreatment of under-injection wells in later oilfield development.Keywords:water injection well;high-pressure under-injection;reduce pressure and incre
6、aseinjection;effect evaluation石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.2023序号类型井次/次有效井/次有效率/%措施前注水情况措施后注水情况有效期末注水情况日增注/m3累增注/m3有效期/d注水压力/MPa日配注/m3日注水/m3注水压力/MPa日配注/m3日注水/m3注水压力/MPa日配注/m3日注水/m31压裂2323100.020.2291815.5302919.5302241 3761322酸化332884.819.3281717.028251
7、9.0281819341083中性解堵剂解堵6583.319.7351416.0363318.5352161 2781194气动力深穿透解堵55100.018.4291114.1313115.23131203 5871765双子膜表面活性剂解堵22100.020.4251619.0282820.02828122 468222合计/平均69/63/93.6/19.6/29/15/16.3/31/29/18.4/30/24/9/1 929/151区块配注完成率仅 83.3%,达不到地质配注需求,且欠注井组开发效果逐步变差,因此,开展降压增注技术及效果评价显得尤为重要。1欠注机理1.1敏感性该区存在
8、中偏弱的水敏(伤害率 32.0%54.0%,平均 46.4%),中等程度的盐敏(伤害率 29.08%55.46%),随着注水时间的增长,岩石伤害程度增大。1.2配伍性1999-2009 年,该区块注入清水(NaHCO3水型)与地层水(CaCl2水型)不配伍,易生成 CaCO3垢,堵塞地层。2009 年至今,该区块注入采出水,地层水中的 Ca2+与采出水中的 HCO3-、SO42-易结垢。垢样分析主要组成为碳酸盐垢,还含有少量的硫酸钡和硫酸锶。1.3储层润湿性贾敏效应该区域孔喉是水湿(假设=60),油水界面张力为18.1 mN/m,喉道半径为 5 m,孔隙半径为 70 m,油滴的长度为 410-
9、4m,则油滴流动所需的压差为 8.403106(N/m2)/m。若油水井距 200 m、油水井需压差 25 MPa,计算实际油藏的平均驱替压差为 1.25105Pa/m,油滴产生的压差是油藏平均驱替压差的 67.2 倍,少量原油产生的贾敏效应即可造成低渗油藏水相渗透率大幅降低。1.4启动压力渗流不符合达西定律,存在启动压力,低渗油藏孔隙较小、喉道较细、孔隙连通性差是造成非达西渗流的重要因素。渗透率越低,非线性渗流段越长,启动压力梯度越大,注水压力越高。1.5注入水质长 2 地层为中等偏弱水敏地层,水质较差易引起黏土矿物膨胀、分散、迁移、堵塞,从而导致储层渗透率下降,注水压力升高。目前,该区两座
10、水处理站点水质均不满足最新回注水质要求,也是造成注水井高压欠注的一个主要因素。1.6措施过程的二次沉淀该区块黏土含量较大,大部分酸液体系都会使用HF 解除黏土及石英的堵塞,但该酸液反应快,进入地层深部的已变为残酸,被冲稀后易形成 CaF2、MgF2等沉淀,堵塞地层。2注水井降压增注措施效果分析2.1降压增注技术发展历程该区自 2007 年开始治理高压欠注,2010 年改回注采出水,措施方式以重复压裂、多级酸化为主,措施后当年有效天数仅 136 d,常规措施降压增注效果差。2011-2016 年降压增注方式以前置酸压裂、土酸酸化和电脉冲酸化为主,措施有效天数 96 d。措施效果逐渐变差,实施效果
11、不理想,2017 年以后转变措施思路,开展新工艺降压增注试验,措施方式有在线酸化、中性解堵剂、表面活性剂以及气动力等工艺,当年有效天数提升为 152 d,其中中性解堵剂和气动力深穿透措施取得了较好的效果1-4。2.2实施情况及效果分析截止目前,共开展注水井各类降压增注措施 69 井次,有效 63 井次,有效率 93.6%,措施后平均注水压力由 19.6 MPa 下降到 16.3 MPa 又上升到 18.4 MPa,井均日注水量由 15 m3上升到 24 m3,井均累计增注1 929 m3,有效期 151 d(表 1)。2.2.1压裂该措施共实施 23 井次,有效率 100%,平表 1历年注水井
12、降压增注效果统计表石油化工应用2023 年第 42 卷86图 2砂强与压降幅度关系散点图图 3砂强与日增注量关系散点图均有效期 132 d,措施后初期降压效果明显(20.2 MPa下降到 15.5 MPa),13 个月后注水压力反弹,井均累增注 1 376 m3。由图 1 可看出,压裂井组共对应 57 口油井,措施后第二个月油田开始见效,措施第四个月开始再次欠注,油井递减增大(阶段递减由 3.7%下降到 1.3%又上升到 2.2%,阶段含水率上升率由 0.7%下降到 0.2%又上升到 0.4%。从 23 口压裂注水井的砂强与日增注量和压降幅度的关系图来看,当砂强控制在 1.251.45 m3/
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