姬塬油田注水井清垢解堵設(shè)計(jì)優(yōu)化研究

唐澤瑋 ， 周志平 ， 同 松 ， 王小勇 ， 孫雨來(lái)

(1中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 3中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第九采油廠)

一、 地層結(jié)垢特征

1.結(jié)垢量及類型

注入水與地層水按不同體積比混合后均發(fā)生結(jié)垢(表1)，垢型主要以硫酸鋇為主。當(dāng)V(注入水) ∶V(地層水)為4 ∶6時(shí)結(jié)垢量最大，為1 712.3 mg/L；當(dāng)V(注入水) ∶V(地層水)為9 ∶1時(shí)結(jié)垢量最小，為285.4 mg/L。因此在油田實(shí)際注水過(guò)程中，最大結(jié)垢量應(yīng)該發(fā)生在注入水與地層水混合比為3 ∶7～4 ∶6之間。

物相分析結(jié)果表明，注入水與地層水混合后垢樣主要為硫酸鋇(質(zhì)量分?jǐn)?shù)>97.6%)，部分碳酸鹽垢以及極少量黏土雜質(zhì)。

表1 耿271區(qū)塊注入水與地層水混合后BaSO4結(jié)垢量

2.結(jié)垢對(duì)地層傷害程度

模擬油藏條件下注水混合巖心結(jié)垢程度，采用如下實(shí)驗(yàn)方法[4-7]：分別對(duì)人造巖心注入地層水和注入水，常溫25 ℃下連續(xù)用注入水驅(qū)替，直至注水壓力升高注不進(jìn)為止，測(cè)定不同注水量下巖心的滲透率。

注入水與地層水混合后對(duì)巖心滲透率均產(chǎn)生傷害，其混合比為3 ∶7和4 ∶6時(shí)，結(jié)垢對(duì)滲透率的傷害最為嚴(yán)重，最終巖心滲透率下降90%～100%(圖1)；注入量0～5 PV時(shí)滲透率急劇下降，5～10 PV時(shí)巖心滲透率出現(xiàn)波動(dòng)，這是由于實(shí)驗(yàn)是在恒速下進(jìn)行，隨著結(jié)垢程度的增加，注入壓力也相應(yīng)增加，壓力上升后可能將垢物堵塞沖開而使?jié)B透率變大，重復(fù)波動(dòng)幾次后滲透率趨于平衡。

圖1 滲透率變化與注入體積關(guān)系曲線

從結(jié)垢對(duì)地層的傷害實(shí)驗(yàn)可以得出，注水井投注后注水初期地層就存在較大的結(jié)垢堵塞，地層受到不同程度的傷害；隨注入地層的注入水比例增加地層結(jié)垢?jìng)^續(xù)增加，中后期(混合比4 ∶6)滲透率傷害達(dá)到最大，而注水后期滲透率傷害下降緩慢。

3.垢的分布規(guī)律

將上述實(shí)驗(yàn)巖心取下均勻切割成20段，分別粉碎后各自加入足量的土酸溶液充分溶蝕，過(guò)濾后干燥稱重計(jì)算BaSO4含量(y)，即單位體積巖心的結(jié)垢量，進(jìn)行回歸分析，得出結(jié)垢量y與結(jié)垢半徑r的關(guān)系。

巖心前部分垢含量呈現(xiàn)指數(shù)遞增，于0.4 m處達(dá)到峰值；巖心后半段垢含量呈冪函數(shù)遞減，在進(jìn)行回歸分析時(shí)，以結(jié)垢半徑為0.4 m處分成兩部分進(jìn)行分析(圖2和圖3)。

圖2 巖心前部分結(jié)垢量與結(jié)垢半徑關(guān)系曲線

圖3 巖心后部分結(jié)垢量與結(jié)垢半徑關(guān)系曲線

由于實(shí)驗(yàn)是模擬井筒射孔炮眼處(井筒半徑r1=0.1397 m)地層條件進(jìn)行的，那么對(duì)于距井筒中心r地層處，若r1和r均有增量Δr，則后者體積增量Δv是前者增量的k倍，k由式(1)得出：

(1)

式中：k—地層不同半徑處體積增量倍數(shù)；r—地層某處距井筒中心半徑，m；r1—井筒半徑，m；Δr—地層半徑變化，m。

(2)

y=28.0657r-2.11(0.4m

(3)

由式(2)和式(3)可以計(jì)算出不同半徑處的結(jié)垢含量，而注水井最大結(jié)垢半徑則主要由式(3)決定。當(dāng)注水井半徑r≥5.0 m時(shí)垢含量為0.940 5 mg/m3，不足1.0 mg/m3(根據(jù)計(jì)算結(jié)垢量為1.0 mg/m3時(shí)，垢所占孔隙體積分?jǐn)?shù)為0.222×10-7%，可以視為對(duì)孔隙不產(chǎn)生堵塞)，因此可以判斷結(jié)垢堵塞半徑為5.0 m。

二、清垢解堵半徑的確定

清垢作用區(qū)域主要集中在以井筒為中心的油層近井地帶，并且主要以解堵為主，措施規(guī)模應(yīng)以經(jīng)濟(jì)可行且能夠最大程度地解除地層垢堵塞為目的，因此如何確定和設(shè)計(jì)解堵半徑是決定清垢解堵措施效益的一個(gè)重要因素[8-9]。

設(shè)井筒半徑為Rw，結(jié)垢半徑為Rs，井控制地層半徑為Re(與開發(fā)井網(wǎng)相關(guān)，井網(wǎng)確定后為常量)，井底壓力為p1，地層壓力為p3，結(jié)垢半徑處地層壓力為p2，地層厚度為h，未結(jié)垢地層滲透率為K1，結(jié)垢后地層滲透率為K2，根據(jù)達(dá)西定律[10]：

(4)

式中:μ—黏度，mPa·s。

可得未結(jié)垢地層注入量為

(5)

地層結(jié)垢后，對(duì)于非結(jié)垢區(qū)Rs

(6)

對(duì)于結(jié)垢區(qū)Rw

(7)

根據(jù)連續(xù)性原理，在Rw

(8)

式中：X=K2/K1。

下面計(jì)算注水井清垢解堵后的注入量，并確定清垢解堵的半徑。

1.增注倍數(shù)確定[11-12]

對(duì)于井徑為Rw，結(jié)垢半徑為Rs，井控制地層半徑為Re，清垢半徑為R1，根據(jù)式(6)：

(1)當(dāng)Rw

(9)

式中：X2—滲透率恢復(fù)率。

則增加注入量倍數(shù)：

(10)

(2)當(dāng)Rs

(11)

式中：X1—基質(zhì)滲透率提高率。

則增加注入量倍數(shù)：

(12)

2.清垢半徑確定

根據(jù)已知條件：Rw=0.139 7 m，Re=150 m，單井注入量為20 m3，地層孔隙度10%，按每15 m3水產(chǎn)1 t油，清垢解堵液0.3萬(wàn)元/m3，原油0.3萬(wàn)元/t。現(xiàn)場(chǎng)一般注水井下降到原來(lái)注水量一半時(shí)，就采取增注措施，根據(jù)式(8)可計(jì)算出滲透率降低率X=0.338 9。

室內(nèi)研究測(cè)得X2=3.0，X1=1.1，經(jīng)計(jì)算可得出不同清垢半徑與增注倍數(shù)的關(guān)系(圖4)，通過(guò)計(jì)算不同清垢半徑所取得的最大經(jīng)濟(jì)效益(圖4)，進(jìn)一步確定清垢半徑。由圖4可見，在結(jié)垢半徑內(nèi)，隨著清垢半徑的增大，增注倍數(shù)增大幅度明顯，超過(guò)結(jié)垢半徑后增幅曲線變緩，表明增注倍數(shù)增大幅度變緩；同時(shí)清垢半徑超過(guò)結(jié)垢半徑5 m后，經(jīng)濟(jì)效益開始降低。因此，對(duì)于結(jié)硫酸鋇垢堵塞的注水井，其清垢半徑應(yīng)控制在5 m左右，按有效期為一年計(jì)算，單井最大經(jīng)濟(jì)收益可達(dá)125.26×104元。

圖4 增注倍數(shù)和經(jīng)濟(jì)效益與清垢半徑關(guān)系曲線

三、 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

針對(duì)結(jié)硫酸鋇垢的欠注井，在該區(qū)塊進(jìn)行了20口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，清垢后平均注水壓力下降2.0 MPa，日增注15.0 m3，平均有效期達(dá)到369 d。其中J88-29井于2012年4月進(jìn)行清垢解堵，試驗(yàn)前在21.8 MPa下注水量為0 m3，試驗(yàn)后在10.3 MPa下注水23 m3，吸水厚度由零增加到10.0 m，有效期超過(guò)800 d，累計(jì)增注20 432 m3(圖5)。

圖5 J88-29井清垢解堵后注水量和壓力曲線

四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)姬塬油田注入水與地層水存在嚴(yán)重不配伍，在混合比3 ∶7～4 ∶6時(shí)結(jié)垢趨勢(shì)為最大，對(duì)巖心滲透率傷害率超過(guò)90%。

(2)姬塬油田地層結(jié)垢堵塞的注水井，其堵塞半徑在5.0 m左右，主要垢型為BaSO4，常規(guī)酸化解堵增注效果較差、有效期短。

(3)在保證清垢液性能的條件下，增大清垢半徑能夠有效提高地層吸水能力，綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益姬塬油田清垢半徑應(yīng)在5.0 m左右。

(4)姬塬油田清垢現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，該設(shè)計(jì)方法具有較好的實(shí)用性，對(duì)于水質(zhì)不配伍的結(jié)垢地層清垢設(shè)計(jì)具有較強(qiáng)的指導(dǎo)性。