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解堵

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油水井解堵培训讲义编写:赵 嵩高立新审核:任 刚钟 平采油一厂工技大队2004 年 5 月1绪论油水井发生堵塞现象是砂岩油田普遍存在的生产现象,在我厂,乃至全油田:在水驱,乃至聚驱;在注入井,乃至采出井均普遍存在,由于其堵塞严重程度不同,对生产的影响也不一样,堵塞不严重、堵塞半径较浅、时间短的井,在生产过程中表现不明显,可以不上解堵措施,有的甚至在生产过程中自行解堵。但大量的井堵塞后严重影响注水和采油生产,必须及时采取措施,减少欠注欠产对油田开发的影响。目前解堵配方及工艺多种多样,如何根据我厂特点因地制宜,灵活设计解堵方案,达到解堵效果是解决问题的关键,几年来,我们重点推广应用了我厂自行研制的 驱解堵技术、活性酸水驱解堵技术、油井增产技术等。本次培训主要分以下几章对油水井解堵问题作以介绍。第一章 水驱注水井解堵工艺一、注水井堵塞原因分析对于水驱欠注井欠注原因问题,我厂早在95年就开展了研究。造成堵塞的原因很多,外部措施主要有钻井、固井、完井、试注、修井、压裂、酸化等措施不当,造成地层变化,地层原始孔隙受损或外来物堵塞喉道,造成渗透率下降。从堵塞物性质上主要分为泥浆颗粒堵塞、粘土膨胀、次生矿物沉淀,有机垢堵,无机垢堵,乳化堵塞、水锁、润湿性反转、注入流体携微粒堵塞、地层内微粒运2移、粘土矿物酸敏水敏造成的膨胀粉碎、细菌作用、出砂等。正确判断堵塞原因是搞好解堵效果的重要环节,主要办法是,通过调查分析各种措施前后动态数据的变化,结合欠注原因的室内试验结果,在充分考虑到欠注井油层地质条件的前提下,利用系统工程层次分析原理,编制形成决策软件。提出欠注原因并提出措施意见。二、注水井解堵技术工艺适应性在水驱解堵施工中,我们根据不同井的情况不断改进配方,先后采用了活性酸解堵技术、缓速酸解堵技术、分层段解堵技术、深部解堵四种技术:1、活性酸解堵技术该技术主要采用一种高效活性剂,即能解除有机物堵塞又能解除无机物堵塞。在工艺上采用两级酸化的方法有效的避免了地层水钠、钾离子和氟硅化合物、氟铝化合物反应产生二次污染,对于老井的混合性堵塞处理效果较好。2、缓速酸解堵技术采用氟化氨等缓冲添加剂做潜在酸,能够降低反映速度,使解堵液到达地层深部仍可反应解除深部堵塞。3、分层解堵技术 采用水嘴投捞工艺对分层水井各层段分别解堵或采用分层挤注工艺管柱解堵。投捞水嘴方法的优点是可不上作业,节约施工费,解堵针对性强。缺点是如果解堵多层,反复投捞很烦琐,如果投捞3过程中出现投不进、捞不出、遇卡、拔断钢丝等问题还要上作业,如果地层压力低,则反排不彻底,易发生二次污染,没有循环通道不能气举、不能洗井,如果封隔器不密封,则起不到分层解堵的作用。分层挤注工艺即采用两级 隔器和 745水器管柱由下至上逐层进行解堵处理,该工艺的优点是可灵活设计解堵层段,卡距可大可小,针对性更强,不担心封隔器的密封问题,可与热洗井、热泡沫洗井、气举等工艺灵活配合,可强排酸,解堵效果有保障。4、深部解堵技术采用活性酸解堵与缓速剂配合使用的解堵方法,对于长期欠注或不能注水的井用深部解堵的方法。针对堵塞段较深,解堵半径较大,解堵剂方量较大的井。5、针对低渗透、高粘土矿物含量的区块采取的特殊工艺。低渗透油藏与高渗透油藏相比,对堵塞物更敏感,从岩石成分来讲,一般泥质含量高、粘土矿物含量高、粉沙质含量高,对酸液敏感,根据油层渗透性及粘土矿物含量设计酸液系列配方,具体见表 1 1 油层渗透性及粘土矿物含量酸液系列配方设计关系表渗透性 砂岩成分 酸液和配剂 剂4石英含量高于80%,粘土含量低于 5%12%A 剂+3%B 剂 用 15% A 剂预冲洗长石含量高于20%13.5% A 剂+1.5%B 剂 用 15%+A 剂预冲洗粘土含量高于10%6.5A 剂+1%B 剂+3%降阻剂+1%%%6% A 剂+0.5%B 剂+3%降阻剂+0.5%%%C 剂用螯合的5%A 剂预冲洗粘土含量高于5 6% A 剂+1.5%B 剂+5%降阻剂+1%%C 剂用 剂或10%.01μ%A 剂+ 剂+5%降阻剂+0.7%%C 剂用7.5%A 剂或10%C 剂预冲洗三、注水井解堵选井原则:注水井选井对象主要是两大类型:第一类是全井欠注的注水井。表现为前期注水效果较好,由于在注入过程中产生了污染,影响了注入效果;第二类是根据分层测试资料,有个别小层欠注,严重影响注入效果的井。具体原则如下:1、实注量低于配注量 60%的井。2、压力较高(顶破裂压力注入) ,视油层渗透率及连通情况,优先上解堵,效果不好可上压裂。3、压裂改造过的油层,见效后注入量逐渐下降,原则上不上压裂,而上解堵或酸化措施。4、分层井测试资料表明有小层严重欠注的井,针对欠注层解堵。5、套管情况不好,上不了压裂的欠注井需要解堵。四、区块(东区和断东三次加密)针对性解堵设计研究1、三次加密井储层性质分析5萨中油田中区东部和东区三次加密井开采目的层主要是中薄差储层、表外储层,未动用或动用较差的部分。油层中部深度为 1000 米。平均孔隙度 20%。此类油层主要为过渡状三角洲前缘相沉积和外前缘相沉积的过渡状席状砂、还有零散分布的薄层砂体,尖灭区相对较大,注采井距 210 米,连通不好。平均渗透率 41×10层原始压力 油产状主要为油浸、油迹、油斑。面原油密度 粘度 含蜡 22%,含胶 12%。水质分析如下表 1 1 地层水水质分析离子组成() 矿化度水样K++水型 地层水 139 2782 井、中 341 两口井的岩心进行了储层性质分析。全部试验均按照 “中华人民共和国石油天然气行业标准”5358的“砂岩敏感性评价实验方法”执行。1)速敏性实验评价实验采用三次加密井的地层水为工作液,实验温度为 45℃,分别采用中 341 井 的岩心进行速敏实验,不同流速的渗透率测得的数据见表 1 1 速敏性实验数据表体积流量 ml/体渗透率μ着流速的增大渗透率总趋势是增大的。说明岩心当中存在可移动颗粒,当流速大时,被排出岩心使可移动颗粒量减少,属中等偏弱速敏。其它岩心均表现为无速敏性或弱速敏。这说明萨中地区的三次加密调整层岩石胶结状况较好,岩石内可移动颗粒含量少,因注入速度差异引起地层内部颗粒运移造成堵塞的程度不大。2)水敏性质实验评价在临界流量下,采用比蒸馏水、地层水对岩心驱替,测试不同流体对渗透率的影响,计算水敏指数。判定粘土膨胀堵塞程度。实验岩心采用中 341 井 I、岩心,实验温度 45℃,经测定,其水敏指数为平均 敏程度为中等。数据见表 1明注入水的矿化度对岩心的渗透率有明显的影响,提高注入水的矿化度能够较好地解决粘土膨胀问题,防止污染地层。表 1 水敏数据表层号 K∞μ w/ K∞ 水敏强度6 3)盐敏性质实验评价含盐对岩心渗透率的影响并计算出临界矿化能够指导注水要求,7盐敏性质测定实验数据见下表 1敏指数为 界矿化度为6678 mg/l。表 1 盐敏性实验数据表序号 1 2 3 4 5盐度 mg/l 6678 4452 3339 2226 0渗透率 ×10测定,其气体渗透率 0隙度 盐敏指数为 界矿化度为 6678 mg/l。盐敏程度为中到高。表 1 盐敏性实验数据表序号 1 2 3 4 5盐度 mg/l 6678 4452 3339 2226 0渗透率 ×10矿化度流体进入井中,将不可避免造成黏土膨胀,岩层渗透率大辐下降。在对油层进行处理时,应考虑处理液矿化度不低于 6678 mg/l。以防止由此产生的副作用。4)酸敏性质实验评价油层对酸的敏感程度直接关系到采用酸化解堵工艺的适应性,因此我们对油层酸敏性质也应特别重视。一般的岩石的酸敏性质往往与岩石所含有的酸敏矿物含量,如含 状硅酸盐矿物绿泥石、含硅氟矿物、胶态或隐晶态 等有关。同时与岩石结构有关,胶结不好的岩石耐酸能力差,酸化时易破碎,可移动颗粒数量大量增加,导致酸敏堵塞。酸敏实验数据如下表 1采用的是 12:3 的8常规土酸,实验温度为 45℃。表 1 酸敏实验数据岩心号层位 空气渗透率(μ隙度%长度(×10后 K(×10敏指数酸敏类型1 2 24 25 弱酸敏2 44 672 酸敏3 25 165 酸敏4 6 5 57 12 弱酸敏5 30 256 酸敏6 ,784 7 36 强酸敏7 9 25 强酸敏8 9 33 酸敏由表中看出,萨中地区三次加密井的酸敏性质差异较大,渗透率较高的层一般无酸敏或酸敏较弱,而渗透率相对较低的层酸敏较为严重,采用常规土酸作为增产增注措施将对地层造成较大伤害。因此研究适于三次加密井的解堵剂配方是很有必要的。2、堵塞特殊性分析根据三次加密井的特点,我们分析三次加密井易于诱发多种成因类型的堵塞。与其它井相比堵塞机理上有以下特点:1)泥岩、粉砂质含量高,粘土矿物含量高,易于发生水敏和盐敏,2182 井三次加密调整对象层 粉砂含量 泥质含量 6%,粒度中值为 未动用表外层泥质含量高达 统计中 341 井发育的 8 个层段表外储层情况见下表。平均粉砂含量 粘土矿物含量 与主力层相比泥质及粘土矿物含量高,9易于发生水敏、盐敏和酸敏,造成堵塞。表 1 中 341 井 8 个层段表外储层情况表层位 砂岩孔隙度%原始含油饱和度%校正含油饱合度%饱和度差%粉沙质含量%泥质含量%粘土矿物含量%矿化度mg/46626780517661 7936 1820132096平均 4902)三次加密井未动用层水洗程度相对较低、含油饱合度高,导致水锁乳化。三次加密井开采对象层渗透率低,一厂 41 毫达西。孔喉小,三次加密调整对象一般为水淹较差层,含水较低,注入初期易发生油水乳化,润湿性反转导致水锁等问题,造成堵塞。中 341 井发育的 8 个层段表外储层统计数据表明,目前为 水洗程度较低,含油饱和度仍较高(表 8) 。该井取心资料还表明,表外储层水洗厚度比例为 30%,水洗程度基本上为弱水洗。而主力层则为 80%左右,主要为中强水洗。为此,我们在解堵时设计采用洗油剂、表面活性剂,降低油水介面张力,减小驱替阻力,对提高高原油饱和度流体介质条件下解堵效果,提高注入量和注入速度均具有一定意义。3)压井泥浆的侵害。10由于三次加密井开发为未动用层,层内压力低,易于遭受钻井泥浆的侵害,而造成堵塞。泥浆对钻遇的所有油层均造成一定程度的污染,岩芯模拟实验表明,近井地带钻井泥浆的侵害可使渗透率降到原始渗透率的 10%以下。损害程度与泥浆浸泡时间还有很大关系,因此三次加密井解堵设计采用泥浆溶蚀性较强的配方。4) 注入液矿化度达不到临界矿化度,造成地层粘土矿物膨胀剥离堵塞喉道。钻井、完井、注水过程中的低矿化度流体,驱替地层中的原始盐水,使粘土矿物中晶格中的层间离子水淡化。阳离子浓度的降低使带负电性的层状硅酸盐矿物层与层之间产生斥力,使体积膨胀甚至剥离破碎,造成堵塞。由表 8 可见,萨中地区三次加密井表外层的地层原始矿化度范围较大。最高的 达 10132mg/l,低的只有 3793 mg/l,按照 岩石盐敏性质推测,临界矿化度与地层原始矿化度相当。而我厂目前注入的深度处理水的矿化度只有 4840离子组成见下表 1。将不可避免的对高矿化度层产生盐敏污染。表 1 深度处理水离子组成表离子组成() 矿化度水样K++水型 深部处理水 外我厂目前注入的深度处理水含有一定浓度的聚合物,据检测北 度处理水站聚合物含量在 280度 于高渗透层或粘土矿物含量低的油层,充分剪切降解和化学降解后的聚合物不会起到明显的堵塞作用,但对粘土含量较高11的低渗层,这种堵塞是不可忽视的。聚合物的存在一方面加速粘土颗粒的沉降,另一方面具较强的吸附岩石表面,减小液流通径的能力。因此对于长期注含聚污水的老井应考虑采用较低浓度的氧化剂处理。而对于注水开发时间较短的井暂不必考虑。以上的实验分析使我们对三次加密井层的堵塞机理有了比较明确的认识,对于表外储层造成伤害堵塞机理有了理性的认识。这些认识在岩芯机理研究中得到进一步地深入和证实,从而为解堵剂和施工工艺的研究提供指导。3、三次加密井解堵剂的研究1)为延长解堵有效期,提高解堵剂改造油层的性能,我们设计研究了缓速主酸液配方普通土酸对砂岩骨架破坏较大,易使近井地带岩石发生破碎,造成次生颗粒运移,形成酸敏堵塞。因反应速度较快,因此只能在近井 以内发生作用,对中远井地带不能起到解堵作用。为克服这些缺点筛选与岩石反应速度慢,对岩石骨架破坏小,岩心溶蚀率高的主酸液配方。在以往土酸配方基础上研究使用 速剂,解决深度解堵问题。在室内我们做了缓速性能试验。方法如下:将大理石切成尺寸 224状,用环氧树脂涂封四个侧面,将大理石放入盐酸中反应,采用滴定测量法测量不同时刻缓速解堵剂和普通解堵剂的残酸浓度,实验数据见表 1 1 速剂缓速性能实验时间(分) 0 5 15 25 35 45 55 120 120011%酸度解堵剂 度解堵剂加 5%液 %酸度解堵剂 %酸度解堵剂加入5%液 看出当反应 55没加入 酸液的浓度为 下降率为 而加入 下降率为 反应 20 小时后,没加入酸液的浓度为 而加入 酸液的浓度为 仍然有较高的浓度。可见缓速效果很明显,适合于深部处理地层。2)针对泥质含量高、粘土矿物含量高的问题,设计加入粘土稳定防膨剂和有机酸,解决粘土膨胀问题由岩心实验结果可知,萨中地区三次加密井泥质含量高、粘土含量高,虽然可移动颗粒含量不高,速敏较弱,但粘土膨胀水化严重,三次加密井调整层的原始地层水矿化度平均 6490mg/l。因此在处理地层时应采用粘土稳定和防膨措施。设计采用加入粘土稳定防膨剂和有机酸,实验结果见下表 1实验是采用膨皂土采用2%水处理水化作为实验对象,沉降 24 小时后测定原始盐水粘土柱体积。再分别用 2%粘土稳定剂淡水溶液稀释置换盐水,反应沉降 24 小时后测定黏土膨胀后体积。与采用清水稀释置换盐水反应沉降 24 小时后测定的黏土膨胀后体积进行对比评价防膨剂效果。表 1 粘土稳定和防膨剂筛选实验表13样号 加盐水粘土柱体积 清水粘土柱体积 药后粘土柱体积 注1 10 30 192 10 30 12 可选3 10 30 234 10 30 275 10 30 11 可选6 10 30 167 10 30 24由上表可见,7 种黏土防膨剂与不加防膨剂淡水相比均具有一定程度的防膨效果。5 号样品防膨效果最好,与盐水状态下黏土体积相差无几。故优选 5 号 1%%冰醋酸。3)针对水锁乳化严重的情况,研究复配了新型洗油表活剂,根据油层中油水的界面性质设计破乳、洗油,降低表面张力。采用含油 10%油沙作为实验对象测得的洗油率。数据见下表。实验中 3 号样品 油效果最好。表 1 洗油表活剂筛选实验表药剂样号 油沙处理前重 g 油沙处理后重 g 洗油率%1 度下酸液体系介面张力数据见下表,由表 1见,药剂投加量在 上时,界面张力下降幅度不大。故药剂投加量在 合适。表 1 药剂投加量与界面张力关系表度% 界面张力 mN/51 72 6144)针对泥浆污染,采取复合解堵剂对泥浆进行溶蚀、反排处理其原理主要是对泥浆成分进行溶蚀,对泥浆体系进行破坏,使原来稳定的泥浆体系破坏后悬浮于解堵液中,采取反排或气举的工艺将其反排出井外,实现解堵。岩心进行泥浆恒压浸泡污染模拟。为准确反映解堵剂对泥浆的作用,我们采用胶结石英砂人造岩心作为研究对象,以气瓶做恒压压力源。压力为 6浆采用现场取样钻井泥浆。饱和时间为 24 小时。然后注解堵剂进行解堵,配方采用 机系列配合缓蚀剂 油剂 机系列,反应时间为 24 小时,反向替盐水 1,测岩心渗透率,其恢复率为原来的 表 1 泥浆解堵岩心数据表步骤 注入溶液 体积 ml/s 粘度 差 透率 μ复率%1 盐水 192/900 浆堵塞物 25 水 112/900 堵剂解堵 100 水 323/1600 对含铁矿物造成的酸敏严重问题,采用络合剂稳定 免二次污染。以往通常采用的络合剂 檬酸、二胺四乙酸二钠) ,除对 ,对其它金属离子如钾钙等也存在较强的络合性,投加量较大,一般在 2使用时效果较差。所以我们选用了与铁离子稳定系数更大的 决酸敏严重和二次污染问题。加入浓度低且针对性好。为评价确定投加浓度,我们采用 5+为研究对象,分别投加不同浓度的络合剂,续滴定,用 连续测定 的变化,以产生沉淀作为滴定终点。产生沉淀的 与投加浓度关系如下表 1表可见,当 入浓度达 ,即使是在碱性条件下也没有 H)3,说明溶液中 经全被络合。在实际地层中 往以含 物形式存在,只有近井地带存在较底浓度的 子,浓度都不高,因此不需要加入太多药剂,建议投加浓度在 1 入浓度及产生沉淀的 关系表浓度% 6) 解堵剂综合性能评价我们对解堵剂配方进行综合评价,指标为 8 项,结果见下表 1此可见整个体系 8 项指标均满足现场需要。表 1解堵剂综合性能评价表项目 指标 测试过程及方法岩心溶蚀率% 15 将天然岩心粉碎称重,以解堵液浸泡 24 小时,过滤烘干称重,计算重量损失百分比,可描述酸岩反应程度,评价改造油层的能力。酸敏性 无 分别采用盐水、解堵液驱替岩心,计算渗透率变化,评价岩心对解堵剂的敏感性。钢片腐蚀速率 标准刚片清洗干燥称重,悬置于解堵液中反应 24 小时再清洗干燥称重,计算腐蚀速度。降摩阻率 64% 对比空白样与加药样在盘管测试仪中的流速,差比值为降摩阻率粘土膨胀率 10% 与盐水环境下粘土体积差比盐水条件下粘土体积,用于表述酸液体系粘土稳定特性络合性能 很好 投加 可完全稳定铁,界面张力(m N/m)用界面张力仪测定渗透率恢复率% 用天然岩心作实验对象,用含有悬浮物、原油、泥浆等的污水饱和,渗透率下降到 50%后解堵,测渗透率恢复率。167) 解堵剂配方系列的划分及针对性研究。在实际解堵施工过程中,我们不可能在一种酸液中加入十几种辅助药剂,以求达到万能效果。一方面投入较大,另一方面针对性差。因此,针对各井的堵塞特点和油层性质,划分成几种堵塞类型并针对类型设计解堵剂配方系列更经济、更科学。(1) 根据油层渗透性及粘土矿物含量设计酸液系列配方,具体见表 1 1 油层渗透性及粘土矿物含量酸液系列配方设计关系表渗透性 砂岩成分 酸液和配剂 剂石英含量高于 80%,粘土含量低于 5%12%A 剂+3%B 剂 用 15% A 剂预冲洗长石含量高于 20% 13.5% A 剂+1.5%B 剂 用 15%+A 剂预冲洗粘土含量高于 10% 6.5A 剂+1%B 剂+3%降阻剂+1%%% 6% A 剂+0.5%B 剂+3%降阻剂+0.5%%%C 剂用螯合的5%A 剂预冲洗粘土含量高于5 6% A 剂+1.5%B 剂+5%降阻剂+1%%C 剂用 剂或10%.01μ泥石含量高于 1% 3%A 剂+ 剂+5%降阻剂+0.7%%C 剂用7.5%A 剂或10%C 剂预冲洗(2)根据含油饱和度及洗井情况设计表活剂加量含油饱和度较高 40%以上,加入浓度为 含油饱和度较低 40%以下,加入浓度为 对洗井过程中,发现基本上没有油的井,可不加。(3)洗井见泥浆的井或怀疑泥浆污染的井,采取专门的配方处理。17(4)洗井见聚合物或交联物井,长期注含聚污水井采取氧化解堵剂解堵。4、三次加密井解堵工艺的研究三次加密井解堵剂只有与合适的工艺相配合才能充分发挥药剂优势特点,解决实际问题,结合井层的特点设计解堵工艺主要包括以下几方面。1) 施工前洗井反排工艺。注入水中杂质及不溶悬浮物质在注入过程中往往易于在压力剃度较大的位置沉降富集,发生堵塞。这些位置有偏心水嘴、炮眼、近井孔隙喉道等,通过洗井反排,可使部分堵塞得到清除,提高解堵剂药效。2) 针对井层堵塞特点灵活设计分层解堵工艺。萨中油田三次加密井全部是采用偏心分层管柱,在选井过程中,如果发现解堵目的层层段之间矛盾不突出,则可采用笼统解堵工艺;层段之间矛盾突出,层段内小层之间的矛盾不突出,则可采取投捞水嘴的工艺,逐层段进行解堵;若各层段内小层之间矛盾突出,则视解堵目的小层位置、数量、所在小层特点、窜槽情况采取重下措施,同时采用挤注解堵管柱逐小层或逐层段进行解堵。如中 332,从吸水剖面资料看(表 1,解堵前萨Ⅰ11、萨Ⅰ1、萨Ⅰ3、萨Ⅲ91 4 个小层吸水,吸水量为48层段的吸水量分别为 31 7 明显,SⅠ1 层注入量大,下部 2 个层段只有 1 个小层吸水。层段18间矛盾突出,采取逐层段解堵方法进行解堵,解堵后有 14 个小层吸水,吸水量为 79水层数增加 10 个,吸水量增加 31 来不吸水的 、明显吸水,使剖面更合理。表 1中 332解堵前后剖面数据解堵前 解堵后层号 砂岩厚度m2 绝对吸水量 绝对吸水量 1 萨Ⅰ1 0萨Ⅰ2 萨Ⅰ*2 3 萨Ⅰ3 24萨Ⅱ3 3 萨Ⅱ*4 萨Ⅱ15+16 5+16 1萨Ⅱ*15+16 萨Ⅲ2 4萨*Ⅲ5+6 7萨Ⅲ91 7 萨Ⅲ10 6合计 00 48 100 79再如中 332解堵后压力下降 表 1水剖面资料看,解堵前萨Ⅱ15+16 以上不吸水 ,只有萨Ⅱ15+16 以下 5 个小层吸水,吸水量为 52.4 析认为该井层段间矛盾突出,分别对层段解堵,解堵后增加萨Ⅱ15+16 以上 8 个小层吸水,全井吸水量增加到 80.3 加了 28 来的高吸水层由于全井注入压力下降而吸水量降低,不吸水的层得到改善,使全井吸水呈现均匀分布,极好的改善了该井的注水状况。19表 1 中 332解堵前后剖面数据解堵前 解堵后层号 砂岩厚度m2 对吸水量对吸水量 4萨Ⅰ2 萨Ⅰ*2 3 4萨Ⅰ*3 31萨Ⅱ142 43 6萨Ⅱ15+16 萨Ⅱ15+16 萨Ⅲ*2 26葡Ⅱ*12 0葡Ⅱ*13 7葡Ⅱ9 合计 00 00 解堵后反排工艺解堵后关井期间,酸液与地层中的堵塞物、岩石粘土颗粒等进行反应,由于考虑缓速剂的存在,反应时间一般控制在 20时,一方面使酸液反应充分,另一方面对地层反排能力影响不大。由于三次加密井地层能量较低,通常没有自吐能力,因此对酸不溶物的反排一般采取洗井的办法,对不可洗井的封隔器则采用射流洗井器抽吸反排,动管柱井还可上气举反排。5、现场试验施工效果1)水井增注降压效果2000 年由于三次加密井选井困难,我们采用以上技术在 5 口二20次加密井上进行了试验,效果非常明显见下表 1 5 口井分别位于北一区和南一区,开采调整层系主要为萨葡薄差层和部分剩余油较富集的主力层,解堵层均为差层,平均渗透率 77×10三次加密井开发层系相当,且井距较三次加密井还远。表 1 二次加密 5 口井现场试验施工效果措施前 措施后 措施后一年或目前 井号措施时间配注50 13 14 150 93 >15 36000北 100 3 53 100 3 >15 48600北 120 0 8 120 6 >13 12600南 10 2 50 0 >13 33600南 150不吸水关井两年 7 80 0 12 9800平均 114 7 1 100 2 >13 140600由表看出 这五口二次加密井解堵都见到较好的效果,由解堵前平均 注 37 为解堵后平均 注 91 堵后一年或现在仍然能够在平均 注入 82 注的同时压力下降 计到目前增注 140600 均单井日增注 45 均有效期>13 个月。2001 上半年,进行了三次加密井解堵的选井和现场实施工作,实施 10 口,其中中区东部 6 口,东区 4 口,10 口井施工前后分层测试结果如下表 11表 110 口井解堵施工前后分层测试结果施工前 施工后井号 施工日期 井段实注水指数4 0中 3326 中 3326 11 22 .71 27中 3506 .5中 3525 7 .5SⅠ1 16 23SⅡ35+16 4 47中 3320 SⅠ1 0 22SⅡ14、 0 34中 332-Ⅱ9 426 0 51 .6中 350Ⅰ2-Ⅱ5+6 21 50 -Ⅱ15+16 36 38中 340- SⅢ10 - SⅡ1 19 26中 342- PⅡ9 10 0 口井 18 个层进行解堵,解堵后日增注 279计增注 50220 0 口井平均单井降压 升到 升了 正长时的 升了 10%,总的来看效果很好。其中中 332偏 1 层段 果较差,原因待查。解堵后有 5 口井已测吸水剖面,结果如表 1
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