涠洲114油田东区水平井堵水实践与认识.ppt

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1、涠洲11-4油田东区水平井堵水实践与认识,前 言,采用水平井开发是海上油田常用的开发方式，由于受海上采油平台作业条件的限制，水平井高含水后降水增油的措施较少。不动管柱笼统化学堵水受海上采油平台作业条件限制较少，易于实施。对涠洲11-4油田东区实施了两口水平井的不动管柱化学堵水试验，取得了一些效果，积累了经验教训，对今后类似油井的堵水具有一定指导意义。,3,汇报提纲,油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水施工方案设计实施及效果结论及建议,油田及油井概况,涠洲11-4油田,3口油井,31口油井,1口油井,投产时间：1993年 生产层位：角尾组二段 原油密度：0.886g/cm3 原油粘度：5.291

2、4.1mPa.s 日产油能力：1363m3 油田综合含水：92 采出程度：44.03%,油田及油井概况,油田及油井概况,1999年8月投产，四口生产井，均为水平井，水平段长度250607m，采用在裸眼水平段下入复合筛管方式完井，依靠天然能量开发，电潜泵机采生产。截止到2007年底，平台综合含水97，采出程度11.4。2002年12月和2007年8月分别对C4井和C2井实施了化学堵水作业。,东区为海相沉积的底水块状油藏，储层为下第三系角二段油组，油层仅分布于构造的高部位，含油面积3.0km2，油层厚度较薄（为711m）。,油田及油井概况,投产时间：1999年8月2日 完井方式：金属绵蠕动筛管完井

3、 水平段长度：250m 井斜深：1746m，垂深：992.8m 生产层位：角尾组二段油组 油层厚度：5.9m 累计产油：6.9104m3,油田及油井概况,投产时间：1999年8月2日 完井方式：金属绵蠕动筛管完井 水平段长度：467m 井斜深：1693m，垂深：989.7m 生产层位：角尾组二段油组 油层厚度：10.3m 累计产油：4.8104m3,9,汇报提纲,油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水施工方案设计实施及效果结论及建议,堵水井见水原因分析,（1）油层薄，水平段距油水界面近 东区油水界面为-968m，C2井水平段长度为467m，油层厚度10.3m，水平段最低点距油水界面的距离为7.4

4、m；C4井水平段长度为250m，油层厚度5.9 m，水平段最低点距油水界面的距离为4.02m。,堵水井见水原因分析,（2）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差 C2井储层的上钙层水平渗透率值在436595mD之间，级差为1.36，垂向渗透率在4.25.8mD之间，级差为1.38；储层的下钙层，水平渗透率值在6831695mD之间，级差为2.48，垂向渗透率值在6.215.8mD之间，级差为2.55。其中，水平段趾端渗透率数值普遍比跟端数值高。,堵水井见水原因分析,（2）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差 C4井储层的上钙层水平渗透率值在357478mD之间，级差为1.33，垂向渗

5、透率在4.05.9mD之间，级差为1.47。在储层的下钙层，各水平段间的水平渗透率值在380650mD之间，级差为1.71，垂向渗透率在1.23.7mD之间，级差为3.1。水平段中间部位的渗透率比趾端和根端偏高。,堵水井见水原因分析,（3）采油速度高，产液强度大 东区投产初期采油速度高达22.6，其中C2井采液强度为24.2m3/d.m，C4井采液强度为47.5 m3/d.m。,堵水井见水原因分析,油层薄，水平段距油水界面近。加之油层底部无致密层和油层纵向不均质，以及采油速度高，生产压差大等原因，使底水脊进，造成油井水淹，导致含水上升。,15,汇报提纲,油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水施工

6、方案设计实施及效果结论及建议,16,堵水施工方案设计,由于C2、C4井均采用裸眼筛管完井，且C平台为简易井口平台，吊机能力仅有2吨，无任何修井作业能力，所以堵水作业只能考虑以拖轮作为支持船，在不动管柱的情况下实施笼统的化学堵水，从油套环空注入堵水工作液。,1、堵水方式：,17,堵水施工方案设计,（1）工作液类型：堵水工作液类型的选择主要受地层温度和地层水矿化度的影响。涠洲11-4油田东区地层温度为770C，地层水为MgCl2水型，矿化度为19700-29800mg/L，选用单液法水基冻胶型堵剂作为堵水工作液。,2、堵水工作液：,18,堵水施工方案设计,水基冻胶型堵剂适用于中等地层温度（4590

7、），中等地层水矿化度（0.51043104mg/L），满足涠洲11-4油田东区的地层。水基冻胶型堵剂可调整聚合物与交联剂的浓度和比例，形成不同成冻时间、不同强度的冻胶。根据油水相渗透率的差异，水基冻胶型堵剂将优先进入含水饱和度高的地层，利于封堵底水脊进的通道。水基冻胶型堵剂成本低。单液法注入简单。,单液法水基冻胶型堵剂其优点如下：,19,堵水施工方案设计,（2）工作液配方 工作液包括远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂和过顶替液，其中远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂的强度由弱到强，过顶替液为聚合物溶液。,2、堵水工作液：,工作液配方,20,堵水施工方案设计,（2）工作液用量 堵剂用

8、量：V=(R12-R22)L过顶替液用量：V=R22L式中,V 堵剂用量，m3；V 过顶替液用量，m3。R1 堵剂达到地层的半径，m；R2 过顶替液到达地层的半径，m；L 水平段长，m；地层的孔隙度，%；纵向高渗透宽度占水平段长度的百分数。,2、堵水工作液：,21,堵水施工方案设计,（2）工作液用量 根据水平段长度、设计的封堵半径和顶替半径、地层孔隙度等参数按照以上公式计算堵剂的用量和顶替液的用量。,2、堵水工作液：,工作液用量计算结果,22,堵水施工方案设计,（1）施工泵压：电泵生产管柱电缆井口穿越密封耐压能力为7MPa，故施工过程中最高泵压要小于7MPa。（2）施工排量：海上油田作业成本高

9、，若注入排量小，则时间长，成本增加。满足注入过程中冻胶体系性能基本不变的前提下尽可能大的排量注入。最大排量应低于30m3/h。,3、堵水施工泵压和排量：,注入排量对冻胶体系粘度的影响,23,汇报提纲,油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水施工方案设计实施及效果结论及建议,24,实施及效果,C4井和C2井分别于2002年12和2007年8月进行了现场施工作业，两口井施工程序基本相同，主要施工步骤如下：,1、现场实施：,（1）连接拖轮和平台的堵水施工流程。（2）测试地层吸水能力。（3）配制堵水工作液。（4）按设计用量分别连续注入远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂和顶替液。（5）关井5天后开井生

10、产。,25,实施及效果,C4井实施后取得了较好的增油效果，含水下降8.5,初期产油量增加20m3/d以上，累计增油2.34104m3。,C4井堵水效果数据表,2、效果分析：,26,实施及效果,2、效果分析：,涠11-4油田-C4井水驱曲线,27,实施及效果,C2井实施后生产情况变差。含水100，生产10天后电泵出现频繁欠载而关停。通过对电泵运行情况分析认为造成电泵欠载的主要原因为地层供液不足，说明筛管或井筒近井地带已被堵塞。,C2井堵水效果数据表,28,实施及效果,对C2井的堵剂现场保留样化验发现，堵剂成冻强度远未达到设计强度。,过渡带堵剂,过渡带堵剂,过渡带堵剂,C2井失败原因分析：,29,

11、实施及效果,室内实验分析造成堵剂成冻强度低的主要原因为在配制堵剂过程中，未进行充分搅拌，聚合物未充分溶解。,C2井失败原因分析：,剪切泵分散聚合物于海水中C2井搅拌时间约7 min,熟化舱静止熟化5h,经缓冲罐泵入搅拌罐混合交联剂注入井内,现场堵剂配制流程示意图,按现场堵剂配制方法配制0.4%聚合物YG100溶液发生了分层现象。,清液中聚合物的实际浓度仅0.114%。,溶胀层难以彻底溶开，不能配制堵剂。,30,实施及效果,对清液进行成冻实验，不能获得强度较高的冻胶。同时采用原堵剂配方搅拌5小时配制的聚合物溶液进行成冻实验，可以获得强度较高的冻胶。,C2井失败原因分析：,31,实施及效果,聚合物

12、溶解过程中搅拌时间的长短对其影响较大，聚合物配制过程中应保证足够的搅拌时间（大于30分钟）。,C2井失败原因分析：,不同搅拌和静止熟化时间时清液中聚合物浓度情况表,32,实施及效果,C2井堵水失败原因：施工现场配制堵剂过程中未进行充分搅拌，聚合物未充分溶解，导致堵剂成冻强度远未达到设计强度。由于堵剂成冻强度低，在生产过程中返吐出来，堵塞了近井地带或筛管，从而造成电泵欠载。,33,汇报提纲,油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水施工方案设计实施及效果结论及建议,34,结论及建议,1、C4井的堵水成功表明，采用水基冻胶堵剂适合涠洲11-4油田东区水平井的堵水。2、施工过程中保持堵剂的性能不变是堵水成功的关键。3、针对C2井出现的问题，建议开展相关的解堵工作研究，恢复C2井油井的产能。,