QHD32-6油田油井堵劑用量的確定

王天慧，賈云林，呂國(guó)勝，趙雅軍，周德勝

(1．中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452； 2．西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065)

?

QHD32-6油田油井堵劑用量的確定

王天慧1，賈云林1，呂國(guó)勝1，趙雅軍2，周德勝2

(1．中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452； 2．西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065)

分別測(cè)量4種配方堵劑封堵不同滲透率人造巖芯模型后的突破壓力，結(jié)合QHD32-6油田油井的地層參數(shù)，作出不同配方堵劑的突破壓力梯度與地層滲透率的關(guān)系曲線(xiàn)，進(jìn)而得到封堵半徑與堵水率的關(guān)系曲線(xiàn)。根據(jù)測(cè)量點(diǎn)距油井的距離與壓降梯度變化關(guān)系曲線(xiàn)，設(shè)計(jì)3個(gè)段塞，在有效封堵的基礎(chǔ)上減少藥劑用量，得到堵水劑的最佳用量。

封堵半徑； 堵水； 突破壓力； 壓力梯度

QHD32-6油田以邊底水為主，多油水系統(tǒng)，復(fù)雜河流相稠油油藏，油水黏度比大(100～500)、底水油藏油柱高度低(5～15 m)、儲(chǔ)層垂向滲透率高(Kv/Kh=0.7)，這些是導(dǎo)致油田含水上升快的客觀因素?？紫抖戎饕植荚?5%～45%，平均孔隙度35%～38%，滲透率(100～11 487)×10-3μm2，平均滲透率約為3 000×10-3μm2，為高孔高滲儲(chǔ)層，地層溫度為55～65 ℃。原油具有黏度高、比重大、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含硫量較高、含蠟量低、凝固點(diǎn)低的特點(diǎn)，為重質(zhì)稠油。

油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入中后期，含水率普遍較高(大于90%)，部分油井采出程度較低(小于40%)。由于油層非均質(zhì)性強(qiáng)，易出現(xiàn)水在油層中竄流、突進(jìn)的現(xiàn)象，嚴(yán)重影響油田的開(kāi)發(fā)。為了提高油田注水效果及最終采收率，需對(duì)油井及時(shí)采取堵水措施[1-5]。實(shí)施堵水作業(yè)對(duì)提高水驅(qū)油藏采收率具有顯著效果，油藏中堵水劑的封堵半徑、段塞組合設(shè)計(jì)方法、油層厚度是堵劑用量的重要依據(jù)。然而，目前的堵水作業(yè)過(guò)程中，一般采用經(jīng)驗(yàn)法分多次注入適量堵劑，從而導(dǎo)致堵水有效期較短、效果差。有效的堵水工藝應(yīng)當(dāng)確定科學(xué)的封堵半徑，保證堵水效果，減少堵劑用量。堵劑進(jìn)入油藏后優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，隨著堵劑深入地層，高滲透層承受的壓力梯度不斷減小，當(dāng)?shù)貙映惺艿膲翰畹陀诙聞┠艹惺艿淖畲髩翰顣r(shí)就能有效地封堵住高滲透層[6-9]，利用這一特性可以為堵劑做段塞組合設(shè)計(jì)，既能有效封堵又能減少堵劑用量。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器、試劑及材料

主要儀器：填砂管、精密壓力表、平流泵、電子天平、電動(dòng)攪拌機(jī)、電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱。試劑及材料：XS-1型智能凍膠(M=1 800×104)，QHD32-6油田注入水(礦化度為2 500 mg/L，pH為8)，人造巖心(0.3～0.4 μm2、2～3 μm2、10～11 μm2)，有機(jī)鉻交聯(lián)劑。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

突破壓力是評(píng)價(jià)堵劑封堵性能的重要參數(shù)[10]，為了研究堵劑配方對(duì)突破壓力的影響采用填砂管流動(dòng)實(shí)驗(yàn)?zāi)MQHD32-6地層情況，實(shí)驗(yàn)所用堵劑配方如表1所示(組分中數(shù)值為質(zhì)量分?jǐn)?shù))。實(shí)驗(yàn)主要步驟如下：(1)反復(fù)填砂分別得到滲透率分別為0.3、3、10 μm2的人造巖芯；(2)以2 mL/min的速度正向注入1 PV堵劑；(3)將填砂管在60 ℃烘箱中放置48 h，確保堵劑體系充分交聯(lián)；(4)反向水驅(qū)巖芯直至填砂管出口端流下第一滴液體且后續(xù)不斷有液體流出，此時(shí)壓力表讀數(shù)即為堵劑的突破壓力pt，驅(qū)替流程如圖1所示。

表1 堵劑配方組成

圖1 填砂管驅(qū)替流程圖

Fig.1 The flow chart of sand filling tube displacement

1.3 結(jié)果與討論

通過(guò)以上實(shí)驗(yàn)測(cè)得突破壓力數(shù)據(jù)，為了便于比較,將所得數(shù)據(jù)換算成單位長(zhǎng)度下的突破壓力，即突破壓力梯度。在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中，做出(dp/dr)-K關(guān)系圖，結(jié)果見(jiàn)圖2。

從圖2中可以看出，滲透率相同時(shí)，鉻凍膠的突破壓力隨XS-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增大；鉻凍膠的突破壓力梯度與滲透率在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)系下呈線(xiàn)性關(guān)系，當(dāng)滲透率K增加時(shí)，鉻凍膠的突破壓力梯度減小。當(dāng)某地層位置的突破壓力梯度不小于該位置的地層壓降梯度即表明堵劑能夠有效封堵該地層，從而可以合理地為堵劑做段塞組合設(shè)計(jì)。

圖2 堵劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)和突破壓力梯度的變化關(guān)系曲線(xiàn)

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

2 參數(shù)設(shè)計(jì)

2.1 封堵半徑的確定

堵水半徑是一個(gè)關(guān)系到堵水效果的重要參數(shù)[11]，一般情況下堵水處理半徑的確定公式可由連續(xù)徑向流達(dá)西公式推導(dǎo)得出：

(1)

若令f=J0/J，式(1)整理得：

(2)

式中：J0為堵水前吸水指數(shù)，m3/ (MPa·d)；J為堵水后吸水指數(shù)，m3/(MPa·d)；rp為堵水半徑，m；rw為井筒半徑，m;re為泄油半徑，m；Frr為平均殘余阻力系數(shù)。

將QHD32-6油A24油井現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)(rw=0.18 m，re=322 m，F(xiàn)rr=10)代入式(2)可得rp與f的關(guān)系：當(dāng)f為2.5時(shí)，堵水率為60%，堵水半徑為0.63 m；當(dāng)f為10時(shí)，堵水率為90%，堵水半徑為321.1 m，堵劑成本過(guò)高。因此應(yīng)當(dāng)設(shè)計(jì)合理的封堵半徑既能有效封堵，又能減少堵劑用量。當(dāng)堵水率為60%～89%，可以得到堵水半徑和堵水率的關(guān)系曲線(xiàn)，如圖3所示。

圖3 堵水半徑和堵水率的變化關(guān)系曲線(xiàn)

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

從圖3中可以看出，當(dāng)堵水率超過(guò)85%以后，堵劑用量隨堵水率的升高而急劇增加。結(jié)合油田實(shí)際情況，將堵水半徑設(shè)計(jì)為12～15 m，堵水率超過(guò)80%的基礎(chǔ)上減少堵劑用量。

2.2 段塞設(shè)計(jì)

高滲透層流動(dòng)可以認(rèn)為是水相流動(dòng)，由于油藏單相流體可壓縮，可作以下假設(shè)得到其地層壓力，油藏?zé)o限大，產(chǎn)量恒定不變，上、下邊界保持封閉，表皮效應(yīng)影響及井筒儲(chǔ)存忽略不計(jì)，巖石壓縮系數(shù)、地層厚度和孔隙度認(rèn)為是常數(shù)，單相流體壓縮系數(shù)及黏度保持不變，忽略重力影響，巖石特性和流體與壓力不相關(guān)，從而可以得到：

(3)

式中：C1為常數(shù)，0.063；r為油井和測(cè)量點(diǎn)的距離，m；t為擴(kuò)散時(shí)間，d；φ為孔隙度。

由式(3)可得：

(4)

式中：r為測(cè)量點(diǎn)距離油井距離，m；rw為油井半徑，m；re為油水井井距，m；pe為水井井底壓力，MPa；pwf為油井井底壓力，MPa；dp/dr為地層壓降梯度，MPa/m 。

將QHD32-6油A24油井?dāng)?shù)據(jù)(rw=0.18 m，re=322 m，pe=10 MPa，pwf=7 MPa)帶入式(4)可得壓力梯度變化率與油井距離關(guān)系的曲線(xiàn)，如圖4所示。

圖4 壓力梯度變化與油井距離的關(guān)系曲線(xiàn)

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

從圖4中可以看出，壓力梯度在近井附近(小于3 m)變化最大，表明越靠近井底滲流經(jīng)過(guò)單位距離的能量損失越大。為了保證堵后有足夠產(chǎn)液能力，需要將高強(qiáng)度堵劑注入井眼小于3 m地層，相對(duì)低強(qiáng)度的堵劑注入遠(yuǎn)井地帶。結(jié)合圖2中不同配方堵劑對(duì)突破壓力梯度的影響可得表2。

表2 不同配方堵劑所對(duì)應(yīng)的突破壓力梯度及其在油層的位置

合理利用突破壓力梯度與封堵位置的關(guān)系從而有效地堵住高滲透層，結(jié)合表2，如果封堵半徑設(shè)計(jì)為15 m時(shí)，堵劑分為兩個(gè)段塞注入，即3～5 m使用2號(hào)+3號(hào)堵劑組合，5～15 m使用1號(hào)+2號(hào)堵劑組合。

2.3 堵劑用量

化學(xué)堵劑用量由式(5)計(jì)算[12]：

(5)

式中：V為化學(xué)堵劑體積，m3；R為化學(xué)堵劑伸至的距離，m；h為化學(xué)堵劑的垂直高度，m；φ為孔隙度。

已知QHD32-6油田北區(qū)A24油井的地層參數(shù)：h=15 m，φ=35%，R在 5～20 m，可得化學(xué)堵劑用量與封堵半徑的關(guān)系曲線(xiàn)，如圖5所示。

從圖5中可以看出，藍(lán)色區(qū)域表示封堵半徑為12～15 m時(shí)堵劑體積為2 373.8～3 709.1 m3。

圖5 封堵半徑與堵劑用量的關(guān)系曲線(xiàn)

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

3 結(jié)論

(1) 通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及達(dá)西公式的理論推導(dǎo)建立了XS-1型堵劑突破壓力梯度與地層壓降梯度的匹配關(guān)系。

(2) 為A24井確定了合理的封堵半徑、注入量及段塞組合方式，優(yōu)化了堵劑用量，本研究成果對(duì)同類(lèi)油田堵劑用量的優(yōu)化設(shè)計(jì)具有借鑒意義。

[1] 劉翔鶚, 李宇鄉(xiāng). 中國(guó)油田堵水技術(shù)綜述[J]. 油田化學(xué), 1992, 9(2): 180-187.

Liu Xiang’e, Li Yuxiang. China oilfield water plugging technology were reviewed[J]. Oilfield Chemistry, 1992, 9(2): 180-187.

[2] 雷光倫, 陳月明, 李?lèi)?ài)芬, 等. 聚合物驅(qū)深度調(diào)剖技術(shù)研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2001, 8(3): 54-57.

Lei Guanglun, Chen Yueming, Li Aifen, et al. Polymer flooding depth profile control technology research [J]. Journal of Oil and Gas Geology and Oil Recovery, 2001, 8(3): 54-57.

[3] 肖傳敏, 王正良. 油田化學(xué)堵水調(diào)剖綜述[J]. 精細(xì)石油化工進(jìn)展, 2003, 4(3): 43-46.

Xiao Chuanmin, Wang Zhengliang. Oilfield chemical water shutoff profile control review[J]. Journal of Fine Petrochemical Industry Progress, 2003, 4(3): 43-46.

[4] 熊春明, 唐孝芬. 國(guó)內(nèi)外堵水調(diào)剖技術(shù)最新進(jìn)展及發(fā)展趨勢(shì)[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2007, 34(1): 83-88.

Xiong Chunming, Tang Xiaofen. The latest progress and developing trends of water shutoff and profile control technology at home and abroad[J]. Journal of Petroleum Exploration and Development, 2007, 34(1): 83-88.

[5] 顧錫奎, 杜芳艷, 王小泉. 化學(xué)深部調(diào)驅(qū)技術(shù)現(xiàn)狀與進(jìn)展[J]. 石油化工應(yīng)用, 2009, 28(3): 4-7.

Gu Xikui, Du Fangyan, Wang Xiaoquan. Chemical deep displacement technology present situation and progress[J]. Journal of Petrochemical Industry Applications, 2009, 28(3): 4-7.

[6] 魏兆勝, 王英柱, 李迎九, 等. 利用大劑量調(diào)剖技術(shù)改善高含水期油田水驅(qū)狀況[J]. 特種油氣藏, 2003, 10(6): 72-74.

Wei Zhaosheng, Wang Yingzhu, Li Yingjiu, et al. Using high doses profile control technology to improve the oilfield water flooding status at the high water-cut stage[J]. Journal of Special Reservoirs, 2003, 10(6): 72-74.

[7] 李金發(fā), 齊寧, 張琪, 等. 大劑量多段塞深度調(diào)驅(qū)技術(shù)[J]. 石油鉆采工藝, 2007, 29(2): 76-78.

Li Jinfa, Qi Ning, Zhang Qi, et al. Deep profile control and oil displacement technology with more dose and slug[J]. Oil Drilling Technology, 2007, 29(2): 76-78.

[8] 李良川, 劉懷珠, 李宜坤, 等. 堵水新技術(shù)在高尚堡淺層區(qū)塊的應(yīng)用[J]. 石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào), 2010, 23(4): 60-63.

Li Liangchuan, Liu Huaizhu, Li Yikun, et al. Water plugging the application of new technologies in noble fort shallow block[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2010, 23(4): 60-63.

[9] 王正東. 超稠油油藏深部封竄調(diào)剖技術(shù)的研究[J]. 石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào), 2006, 19(4): 65-67.

Wang Zhengdong. Ultra heavy oil reservoir of deep sealing channeling profile control technology research[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2006,19(4): 65-67.

[10] 才程, 趙福麟. 鉻凍膠堵劑突破壓力的測(cè)定[J]. 石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版, 2002, 26(5): 58-60.

Cai Cheng, Zhao Fulin. The determination of chromium gel plugging agent breakthrough pressure[J]. Journal of Petroleum University: Natural Science Edition, 2002, 26(5): 58-60.

[11] 錢(qián)欽, 尚朝輝, 于法珍, 等. 水驅(qū)油田調(diào)剖最佳封堵半徑的確定[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào), 2005, 27(3): 368-369.

Qian Qin, Shang Chaohui, Yu Fazhen, et al. Water drive oilfield for determination of optimum plugging radius of profile control[J]. Journal of Oil and Gas, 2005, 27(3): 368-368.

[12] 樊文杰, 劉連福, 孫建國(guó). 注聚前深度調(diào)剖井堵劑用量確定方法[J]. 大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā), 2002, 21(2):59-61.

Fan Wenjie, Liu Lianfu, Sun Jianguo. Depth profile control before polymer injection well plugging agent determination method[J]. Journal of Daqing Petroleum Geology and Development, 2002, 21(2): 59-61.

(編輯 宋官龍)

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

中海油重大專(zhuān)項(xiàng)“QHD32-6油田油井選擇性堵水工藝研究”(CNOOC-SY-008)。

王天慧(1974-)，男，工程師，從事含水海上油田采油工藝技術(shù)研究; E-mail:wangth2@cnooc.com.cn。

趙雅軍(1988-)，男，碩士研究生，從事提高采收率技術(shù)研究; E-mail:215450951@qq.com。

TE358.3

A

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