油气开采技术专业毕业论文暂堵酸化工艺技术研究Word格式.docx

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此技术的关键在于选择性堵水剂的研制与选择性注入工艺的确定:

①要求选择性堵水剂对水相封堵能力强,堵水率高（大于90%）,而对油相封堵能力弱,堵油率低（小于20%）；

②要求采用相应的选择性注入工艺,以保证选择性堵水剂最大限度的进入高渗透水层,并达到一定的的封堵半径和封堵强度,以便能承受足够的正向（注入酸液）和反向（排酸或采油生产抽吸）压力冲击；

③应使选择性堵水剂尽可能少的进入低渗透油层,酸液尽可能多的进入低渗透油层,从而取得降水增油效果[12~13]。

2暂堵酸化机理分析

2.1暂堵酸化的原理

砂岩储层酸化技术是一种重要的解堵投产措施,在油田应用十分广泛。

酸化作业时,如果多层油气藏注入能力十分悬殊,例如各层渗透率差异较大,或各层受伤害程度不一致,注酸时,酸液总是按最小阻力原理,优先进入高渗透层,这样必然造成低渗透层或伤害严重层不能进酸。

由此导致两个方面的问题。

其一,按照多层设计的酸量主要进入其中部分高渗透层,使高渗透层吸酸过多,对岩石溶蚀过量,易造成砂岩储层垮塌,过多液量必然造成返排困难,引起储层二次伤害,降低酸化效果；

其二,酸液不能按设计要求进入低渗透层和伤害严重的层,使低渗透层和伤害严重层得不到改善,不能达到酸化解堵的目标。

因此,应考虑采用适当的工艺技术,将酸液分流进入低渗层或伤害严重层,提高酸化效果[37]。

根据达西定律,进入每一层的酸量可表示为：

（5.1）

式中：

Ki—第i层的渗透率;

△pi—第i层流动压差;

Ai—第i层渗流面积;

—第i层流体粘度；

Li—造成△Pi—压差的距离；

Qi—第i层的流量。

为了使各层均匀进酸,应满足下述条件：

（5.2）

上式中n为总层数。

显然,各层的储层压力、所含流体的压缩性,流体粘度、天然缝洞的发育情况以及伤害程度的不同都会影响进入各层的流量分布。

如果考虑各层压力及流体性质大致相同,则进入各层的酸量主要取决于各层的渗透性能,因此,只要设法造成各产层产生的渗流能力接近,就能实现各层均匀进酸,达到改善低渗层或解除伤害,提高酸化效果的目的。

暂堵酸化技术就是通过在酸液中加入暂堵剂,由于酸液首先进入高渗层,高渗层吸酸多,暂堵剂进入量也多,对高渗层的堵塞也大,从而使进入高渗层的流量逐渐减少,低渗层的流量逐渐增大井口压力增加,最终各小层流量趋于均匀。

酸化结束后,靠产出液自动解除暂堵剂堵塞,疏通所有渗流通道,从而达到各层均匀改善,提高酸化效果的目的。

2.2暂堵酸化技术选井原则

暂堵酸化具有一定的针对性,在进行暂堵酸化施工前应认真做好选井工作。

在进行暂堵酸化选井时应遵循以下几条原则[38]：

（1）应选近井地带油层出现严重堵塞或污染的油井。

这些井在开采过程中,常表现出油井产液量下降、动液面下降等现象。

（2）应选择单层开采或相隔较近的多小层开采的油井。

在这些油井中单层开采的储层内,应存在渗透率值差异较大,非均质性极强或存在天然裂缝及人造裂缝情况。

而对于相隔较近的多小层开采井,不便于封隔酸化,储层间大多存在渗透率值差异较大或储层受污染堵塞程度不同等问题。

（3）应选择储层含油性能较好,地层能量较高,低渗透层有潜力挖掘的开采井。

（4）应选择距离水线较近,常规酸化后容易引起含水快速上升的油井。

2.3暂堵剂注入工艺

由实验我们知道在渗透率一定的情况下，随着注入速度的逐渐增大，进入低渗层的流量分数也逐渐增加，并且注入压力的升高可以对进入低渗层的暂堵颗粒起到压实作用，通过上面两方面作用使低渗层暂堵后的渗透率大大降低。

所以根据上面的原理，在注入暂堵剂时应在地层允许的最大压力下采用最大排量对低渗层实现有效封堵，同时暂堵剂可以深入高渗层，在堵水措施范围内由于沉降和堵塞机理使这段区域内的孔隙度下降，从而可以使后面的堵剂溶液进入更深距离和发挥更大封堵作用创造了条件。

所以在笼统注入暂堵堵剂溶液时，最优的施工压力为地层破裂压力的70~80%，使暂堵剂在相对低渗层尽量快速的形成致密的暂堵带。

施工排量确定

（5.3）

Qmax—最大注入排量，m³

/min；

PFrac—地层破裂压力，MPa；

Kav—相对低渗层平均渗透率，10-3μm³

；

h—相对低渗层层厚度，m；

Ps—相对低渗层压力，MPa；

μ—流体地下粘度，mPa.s；

2.3.1暂堵剂注入量确定

假设悬浮颗粒暂堵剂在相对低渗层的形成暂堵带的半径为rw，累计体积为

（5.4）

c—暂堵剂质量浓度，%；

vL一相对低渗层进入量，m³

rp一暂堵剂在低渗层进入深度，m；

hL—相对低渗层的高度，m；

ρ一暂堵剂密度，g/cm³

。

则累计注入暂堵剂悬浮液量为

（5.5）

KL、KH—分别为相对低渗层和高渗层的渗透率，μm³

V—总的注入体积，cm³

2.3.2堵剂注入参数确定

堵剂与调剖剂不同，通常其成胶时间要低于调剖时所用调剖剂的成胶时间。

此时若采用控制注入压力法，即采用低压低排量的注入方式，往往堵剂的初凝时间不能达到注入总时间的需要，并且随着注入过程得进行，在保持恒定注入速度的条件下，由于堵液的不断注入和前面堵液粘度的逐渐增大，不可避免地会造成注入压力逐渐升高。

在高渗层和低渗层渗透率保持一定的情况下，随着注入压力的逐渐升高，进入低渗层的分流量也越来越大，会对低渗层造成严重的伤害，也降低了堵剂的有效利用率。

所以本文通过暂堵保护法实现堵液的选择性注入，由于暂堵剂在非目的层端面形成有效暂堵后，非目的层的渗透率达到很低值，此时即使采用较高的注入压力，低渗层中进入堵液的量也很少，对其造成的伤害也很小。

所以暂堵保护后注入后续堵液时可以采用较高的压力和排量下注入。

同时笼统堵水作业时，在成胶时间允许的条件下适当采用较低的注入排量更有利于堵液的选择性进入，从而高渗地层被高强度堵剂有效地封堵，达到了选择性堵水或调剖的目的。

2.3.3选择性注入技术依据

对于笼统注入来说，选择性注入工艺技术主要是用控制注人压力的方法来达到堵

剂有选择性地进入地层[39]。

堵液流量分配的表现之一是注入压力越高，中低渗透层所占的吸水比例越大;

当

压力上升到一定值后，中低渗透层的吸水比例有突变性上升现象。

图5-1是渗透率级差为1:

3:

7三个物理模型组成的一组模型试验结果。

从图4-1

可以看出，当注人压力梯度值超过0.04MPa/m时，例如达到0.05MPa/m，中低渗透层的吸水百分比有一突增性的变化。

图5-1不同渗透率条件下中低渗岩心吸液能力比列

2.3.4注入压力确定

确定施工工艺参数主要是确定压力和排量，但两者是相关参数，所以通常主要是确定压力。

对于多层非均质油藏，压力的选择原则一方面是不能超过地层的破裂压力；

另一方面是压力也不能太低，太低满足不了排量的要求。

关键是找出合理的注入压力标准和具体的压力指标来控制选择性注入。

经试验研

究和现场验证，找出了注入压力梯度值和选择性注入之间所存在的规律性关系。

注入压力梯度Pt同时受多个因素制约的，可由下式表示：

Pt=（Pinjp+Ph-Pf-Pe）/L（5.6）

式中

Pt—注入压力梯度值，MPa/m；

Pinjp—挤注堵剂时的井口注入压力，MPa；

Ph—油层中部液柱压力，Ph=Hγm/100,MPa；

γm—堵液比重，无因次；

H—油层垂深，m；

Pe—地层压力，MPa；

Pf—堵液与油（套）管的摩阻，Mpa；

L—油井井距，m。

从式（5.6）以看到，Pt的大小决定注入压力的大小，因此如何人为地确定合理的Pt，值是选注工艺技术的关键。

一般Pt值的确定依据地层启动压力、地层间吸液能力差异和不同渗透率岩心流量分配等因素，经过试验研究得到的。

我国陆上油田选择Pt值不能大于0.04MPa/m，可将这个数值作为最高注入压力界限指标来控制选择性注入。

对3种堵剂在几个个油田的试验结果，证明其符合率可达90~100%。

具体应用时，Pt比0.04MPa/m越小效果会越好。

对于暂堵酸化一体化技术来说，由于暂堵保护的作用注入压差可以较大。

所以注入压力大小为

Pinjp=PtL－Ph+Pe（5.7）

典型情况下L=400m，若储层垂深按1500m计算，Pe按照11Mpa计算，不考虑注入时摩阻大小则注入压力上限应控制在约9.25MPa以内，实际实施时应分区块不同，依据单井资料计算合理注入压力。

2.3.5堵液注入速度确定方法

注入速度的大小与注入压力高低密切关联。

考虑到堵液的最大限度优先进入高渗透含水层，并不压破地层，因而控制注入速度（通过控制注入压力来实现）。

我们应选择低压低排量注入模式，根据（5.7）式确定出的注入压力上限，用下式计算堵液注入速度：

（5.8）

在上式中平均渗透率取2000×

10-3μm2，封堵层有效吸液厚度取10m，注入压力按照7.25MPa计算，地层压力取4MPa，流体粘度粘度取2mPa.S，re和rw分别按250m和0.12m计算，则初始注入速度为应小于<

25m3/h。

当堵剂进入地层后，随着反应的进行，粘性堵剂向井周围扩散，由于层内渗透率的变化和堵剂粘度的变化，流动阻力亦发生变化。

正常压力下，压力会逐渐“逐渐爬坡上升”，反映了堵剂在地层中渗流能力和方向的变化。

如果压力没有发生“爬坡”，说明地层存在漏失段，这是应通过加大堵剂浓度或加大堵剂注入量或注入速度来建立“爬坡压力”。

反之，起始压力高，“爬坡压力”也高，说明地层吸液能力不强，这时应当调整注入速度控制爬坡压力。

2.4堵剂封堵半径和用量确定方法

2.4.1堵剂封堵半径计算

从物理堵塞的观点可知，不同堵剂在不同渗透率地层内的耐压强度不同，因此堵剂深入地层半径大小应根据堵剂的耐压强度来定。

目前国内进行层间堵水的深入半径一般为3~8m。

封堵半径确定有经验法和措施前后产率比值法，本文采用措施前后产率比值法进行计算。

（5.9）

rp一平均封堵半径，m；

re一采油井泄油半径，m；

rw一采油井泄油半径，m；

e一处理前后的生产指数比值；

e=J0/J（5.10）

J0—为措施前的生产指数，m³

/（d.MPa）；

J一为措施后的生产指数，m³

FRR一残余阻力系数，表示注入堵剂前后储层渗透率的变化特征，可用实验室岩心驱替试验得到，此时的残余阻力系数是整个储层内包括处理区域和非处理区域在内的平均残余阻力系数。

要使含水降低幅度越大，所需要的封堵半径越大；

残余阻力系数越大则所需封堵半径越小。

2.4.2堵剂用量确定

利用上面得到的封堵半径求出堵剂用量，堵剂用量表示堵剂的深入半径或扩散范围，根据地层特点和堵水剂径向流动公式计算。

V=V1+V2+V3（5.11）

（5.12）

V一堵剂用量，m3；

rp一油层处理半径，m；

H一处理层有效厚度，m；

φ一有效孔隙度，%；

Sor一残余油饱和度，%；

V1一计算的用量，m3；

V2一注入前沿堵剂稀释量，m3；

V3一作业损失堵剂量，m3；

2.5影响注入酸速度的因素研究及注酸速度确定

注酸速度大小应利有于尽量增大酸蚀半径及酸蚀区渗透率，一般通过模拟计算，并考虑影响注酸速度的工程因素和以往油田酸化实施经验确定。

理论最大排量由下式确定；

（5.13）

Qmac一最大注酸排量，m³

PFrac一地层破裂压力，MPa；

Kav一酸化层平均渗透率，10-3μm2

h一酸化层厚度，m；

PS一酸化层压力，MPa；

μ一流体地下粘度，mPa.s；

S一表皮系数。

由式（5.13）可见在储层厚度一定的条件下，流度系数（Kavh/μ）和地层伤害程度（S）对注酸速度影响较大，其中注酸速度与Kavh/μ成正比。

对于酸化注酸速度的选择基本原则是在不压破地层的条件下，尽可能提高注入速度，有利于活性酸液向地层深部推进，也有利于酸液的分流。

施工排量Q<

Qmax，为了确保不压破地层，按经验常取：

Q=0.95Qmax（5.14）

根据上述计算结果，并考虑到暂堵颗粒注入后在酸化目的层形成的暂堵带，尽可能让酸液少挤入堵水层段，注酸速度的最终确定应遵循以下几个原则：

（1）注液初期选择相对较低的排量，使酸液与暂堵形成的暂堵带充分溶解；

（2）在注入压力有明显降低后再提高排量。

2.6现场应用

2.6.1施工步骤

（1）按油层需要量,用水泥车将暂堵剂泵入井筒,用顶替液将暂堵剂顶替到油层部位,憋压,达到一定压力（一般为3~5MPa）,对高渗透层进行暂堵。

（2）正常酸化施工。

2.6.2现场应用情况

暂堵酸化技术在安塞油田现场应用25口井，成功率为90%。

酸化后，产液量由施工前的平均3.9t/d上升到10.3t/d，产油量由施工前的平均0.97t/d上升到3.59t/d，平均单井增油量为2.62t，截至2007年12月累计增产为14589t。

暂堵酸化技术在该油田现场应用情况见表5-1。

表5-1现场数据

井号

产液量（m³

/d）

产油量（m³

含水（%）

增油

（t/d）

前

后

塞436

1.15

24.00

0.24

4.81

75.4

76.4

4.57

王28-04

4.24

12.80

2.30

7.39

36.2

320

5.09

谭16-9

8.58

19.50

1.49

1.81

79.6

89.1

0.32

侯129-1

7.02

30.40

0.71

1.84

88.1

92.9

1.13

坪30-15

8.45

14.30

1.52

84.3

87.5

0.39

坪32-36

4.32

16.90

0.38

4.23

89.7

70.6

3.85

塞1-21

3.32

5.06

1.29

2.11

54.3

50.9

0.82

王49-028

4.22

6.44

1.06

3.30

70.4

39.7

2.24

王47-029

3.33

12.00

6.77

77.4

33.5

6.13

塞160

4.60

7.59

1.73

3.60

100

44.2

王37-030

3.68

6.89

2.45

1.99

44.7

66.0

0.26

坪31-31

4.66

8.59

1.96

4.80

38.1

34.3

2.35

候12-13

5.52

-

58.2

0.00

候126-9

2.25

10.50

1.44

8.53

4.0

王24-7

2.33

11.70

1.33

9.28

27.3

7.0

7.84

坪57-14

2.15

8.81

1.36

3.24

25.6

56.7

1.88

王17-27

10.20

2.07

-s

76.0

东75-20

1.16

0.66

6.45

33.1

27.8

5.79

候11-29

8.52

68.2

王13-10

8.48

1.98

72.5

候4-13

2.61

4.44

0.46

1.27

79.3

66.3

0.81

坪44-16

4.33

7.30

0.52

1.17

85.9

81.5

0.65

坪40-28

2.97

2.44

1.69

1.93

6.9

东35-30

3.53

10.70

0.19

3.90

93.7

57.0

3.71

坪32-21

0.83

4.19

0.59

16.4

0.9

2.94

3暂堵酸化技术研究及效果评价

3.1暂堵剂类型的选择

目前在堵水和调剖过程中，采用的暂堵剂主要分为两种，一种是采用聚合物为主剂，有机物为交联剂，加入破胶剂.通过控制组分的加入量，使成胶时间和破胶时间保持在一定的范围内，在注入堵剂过程中暂堵剂不破胶，注完堵剂后一段时间内自动破胶，从而起到保护低渗层的目的；

另一种是采用油溶性树脂为主剂，通过添加悬浮剂（一般采用高分子聚合物溶液）形成悬浮颗粒体系，利用一定的粒径与孔隙直径的比值使暂堵剂在低渗层形成有效的堵塞，使后续注入的堵剂进入高渗层，关井一段时间后投入生产，进入低渗层的油溶性树脂在产出油的作用下逐渐溶解，从而恢复低渗层的渗透率。

一般情况下暂堵剂的选择应满足以下基本要求：

（1）物理要求[28]

①为了使暂堵功效最大,暂堵剂在油气藏壁上应尽可能生成渗透率小于或等于最致密层代厉害严重层的滤饼。

这样可能使酸液进入低渗层酸化地层,同时阻止高渗层过多进酸。

②为了获得最大的暂堵效益和最小的清洗问题,必须防止暂堵剂颗粒深度浸入油气藏深部。

结合上述两条要求,必须对暂堵剂粒度分布进行选择,寻求最佳粒度分布,使其同时满足两条要求。

（2）化学要求

①暂堵剂必须与处理液酸液及其添加剂诸如缓蚀剂、表面活性剂及防膨剂、铁离子稳定剂、稠化剂等配伍性好在油井处理温度条件下,它不与携带液起化学反应即保持化学惰性。

②暂堵剂必须在产出液生产井、或注入液注水井中是完全可溶的,也即当酸化起到暂堵剂作用后,在生产过程中,它们必须能被快速而完全地清洗掉,恢复处理带渗透性,解除暂堵状况。

3.2暂堵理论

通过优选出的形成最优桥堵的粒径与低渗层孔隙直径之比选用一定粒径的暂堵颗粒，这种颗粒的粒径与高渗层孔隙直径相比要小得多，所以在笼统注入过程中，由于压差作用，颗粒悬浮液经过入口的选择，将颗粒带入孔隙体系中.在注入速度足够大的情况下，颗粒被孔喉捕获而形成桥堵，使流动阻力增大，流量减少，一部分颗粒开始沉降于孔隙内，相对较小的粒子仍能运动到桥堵处，填充桥堵缝隙，最后，采用比桥堵颗粒粒径次一级的颗粒就会堵死孔隙。

与此相反，由于高渗层的平均孔径较大的通道占绝大多数，进入高渗层的颗粒绝大部分在高渗层内不能形成有效堵塞，只能通过沉淀的方式减少高渗层的孔隙度，对于层内非均质的高渗层中的小孔道还可以形成堵塞，这样可以通过减小堵剂的作用范围内的孔隙度起到增加作用距离的作用。

通过上面这种选择性暂堵作用，使后续注入的堵剂几乎全部进入了高渗层段，从而实现了堵剂的选择性注入。

待堵剂成胶后，再以笼统的方式注入酸液体系，由于暂堵层段的构成几乎全部是酸溶性颗粒，所以形成的暂堵带的酸溶率基本上可以达到90%以上，同时随着酸液对低渗层表面堵塞的解除，此时注入的酸液绝大部分进入了低渗层段，可以进一步进入到低渗层的深部发挥作用，从