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关于油田相关论文范文,与利用化学堵水技术提高油田采收率相关论文格式

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一、前言

油田进入特高含水开发期,稀油区块综合含水会高达90%以上,稠油区块汽窜日益加剧、边水推进直接影响水淹区块的采出程度,油田稳产急剧增加.此时,化学封堵技术作为油田的“控水稳油”主导技术,其地位是显得愈来愈重要.本文针对近年来几种化学封堵技术的应用情况进行研究,探讨油田开发后期“控水稳油”的方法,为油田开发后期的稳产探索有效的途径.

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二、治理低效井

油田进入特高含水开发期后,由于在纵向上油层公布井段长、层数多,油层层间、层内矛盾加剧,导致主力油层和非主力油层生产能力悬殊大；同时由于砂体沉积范围大小不一,造成油水界面参差不齐,各油组、各小层具有不同的油水界面,平面错开遗忘较大.在油田开发过程中,这种地质特点造成了地下油水分布的复杂界面,加深了油层的层间矛盾；而采用单井多油层注采生产,层间干扰严重,使得低含水、低能量、低渗透油层的动用程度一直较低.治理这类低效井的方法主要是通过堵水、补孔、降低层间干扰,提高低渗透油层的动用程度,如杏10-11井,由于层间干扰严重,全井含水达100%.综合分析认为Ⅶ2小层含水较高,随后采用超细水泥封堵技术封堵该层,并补射有潜力的Ⅸ31-1,Ⅸ42,Ⅸ62.措施后,日产油上升到19t,日产水下降到4m3,含水下降到19%.

三、封堵水井

1.水井大孔道封堵,油田进入特高含水开发期后,由于在纵向上油层分布井段长、层数多,油层层间物性差异大,而且受强化注水的影响,在水井表现为吸水剖面不均匀,大孔道水窜严重,停注困难.例如某油田J3-14井,注水层段为7层13段,而Ⅳ5-8小层自2004年6月停注以来,历次同位素反映都没有停下来；2009年8月的一次同位素测试反映,Ⅳ5-8层段的吸水量占全井吸水量的56.03%.由于该层段吸水量相当大,造成注入水的无效流失,而其他需要注水的层段却又达不到配注要求,严重影响了其他层段的正常注水.为此,对该井采用超细水泥封堵技术封堵Ⅳ5-8层段,堵后试压15MPa,30min压力不降,封堵取得成功.

2.汽窜井封堵,一般油田稠油油藏具有“浅、稠、散”,砂岩胶结疏松,渗透率高,地层非均质性强和孔隙度大的特点.在注蒸汽过程中,普遍存在近井地带亏空严重,井间汽窜通道和层间吸汽差异大,蒸汽热效率低等问题.随着注蒸汽开采进入高周期,油藏原有的矛盾进一步加剧,吞吐区已从井间干扰或单向汽窜向双向互窜多井连窜发展,部分中心汽窜井被迫长期关停或间开.例如某油田J20-11井,该井为一中心汽窜井,对应两口井杏J20-12井、杏J20-13井与之发生汽窜,汽窜时平均井温由64℃上升到81℃,汽窜期对产量影响较大,对该井进行封堵后,再无汽窜现象发生,井组中4口井日产油由封堵前的3.3t上升到8.0t,累计增油1599.4t,取得了较好的封堵效果.

3.稠油边水封堵,油田稠油油藏吞吐开发

关于油田相关论文范文区块,由于地层压力低、地层亏空严重,部分油区井层边水向油区内部推进速度加快,导致部分区域油井含水上升.如某油田采油井J11-22井,2007年6月20日投产,生产Ⅲ5-6层,砂厚14m,初期产液10.9m3,产油7.1t,综合含水36%；同年5月30日含水上升至97%,Cl-含量上升至1940.5mg/L.经分析认为,该井因边水沿大孔道推进造成水淹,随后于5月30日高含水关井.2007年9月1日,对该井实施边水封堵措施,共挤入堵剂49m3.开抽生产后峰值液量为13m3,峰值油量为6.9t,含水一直稳定在31%～36%之间,Cl-含量保持在360mg/L左右；目前仍保持日产油4.7t的水平,边水封堵使一口关停井变成了一口高产井.

四、封堵套管

1.套管外窜槽封堵,由于固井质量不好或其他原因导致一、二界面固结不好,发生水窜.水窜的结果使油井只出水不出油,影响了油井的正常生产.如某油田J1井,该井是一口滚动开发井,2005年89月20日～10月2日进行螺杆泵试油,日运转17h,产水12.5m3,经洗井返出油10m3；随后变密度测井发现固井质量不好,认为投产层与上下水层串通.对此,采用超细水泥封堵技术分别对上、下水层及套管外窜槽通道进行封堵,堵后日产油4.6t,含水仅5%.

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2.套管漏失封堵,我国各油田地表条件均较复杂,表层套管通常只有20～40m,所以套管在200～310m之间与地层形成化学腐蚀,使套管腐蚀穿孔,而且每口井需要投入资金50万元.近年来,由于成本问题,不可能有更多的资金用于取换套作业,从而使这部分油水井无法正常生产.如某油田J6-51井,为一观察井,根据注聚要求需要将该井改为注聚合物井,由于套管漏失量大（在2MPa的压力下漏失量为35.4m3/h）,泵压在13.5MPa时油压只有1.5MPa,采用超细水泥封堵技术修井,套管漏失处经封堵后试压15MPa,30min压力不降；在泵压13.6MPa下油压4.8MPa,套压4.7MPa开始正常生产.

五、建议

针对油田特高含水开发后期的现状,运用化学封堵技术并配合机堵、补孔、调剖、酸化等措施,可以有效地缓解目前的注采矛盾,提高注入水的波及体积,降低油井含水率.为适应特高含水开发后期的需要,还有必要在化学堵水方面向选择性堵水和堵-酸的方向进行研究.

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