高低压层层间差异影响产量因素及对策研究
发布时间：2019-10-21 13:28
【摘要】：双河油田江河区1977年投入开发,经历了基础井网开发、划分层系综合调整、井网一次及二次加密调整阶段、特高含水期以井组为单元的局部完善调整等五个开发阶段。因为注采关系较差,虽然近几年经过几次调整采收率有一定的提高,但是注水状况得不到基本改善,中低渗储层的动用程度依然比较差,油藏压力不足,产量低,低效益井较多；主力油层有些高渗透层长期吸水好,对应油井产量高、采出程度大、水淹严重,注水效率低。研究发现,层间干扰致使油井产量下降主要是因为在油井作业过程中,上部高能生产层在作业释封后向低能生产层“倒灌”,导致粘土遇水膨胀和颗粒发生运移、乳化堵塞以及水锁效应等伤害,导致储层渗透率和油相相对渗透率减小,进而使油井减产。本文主要重点分析了造成水锁减产的机理,对油水乳化和水锁效应的成因以及伤害机理作了详细的阐述,并且通过岩心流动实验验证了引起水锁伤害的内在和外在因素,通过现场调研,分别从岩石类型、孔隙吼道、油藏压力等因素分析了造成江河区和下二门油田油井减产的原因,并提出了预防水锁伤害的措施。经过大量的文献调研及影响因素的分析,针对双河、下二门油田的具体情况,防水锁处理剂的配方主要组成为主剂+助剂+其他添加剂。通过一系列对SATRO、烷基磺酸钠及复配体系的界面张力的测定,对助剂破乳性能的评价,初步确定本防水锁处理剂配方体系的组成为Satro+烷基磺酸钠+甲醇+FX-02。开展了防水锁处理剂与原油之间的动态界面张力的测定、抑制原油乳化性能测试、与油层的配伍性、耐温耐盐性研究、水化膨胀以及微观可视化流动实验。得出：防水锁处理剂体系对两个区块的原油乳化抑制率均在75%以上,与江河、下二门地层水之间没有沉淀生成,高矿化度、高温条件下体系比较稳定,在热滚实验中,岩屑回收率高于80%,在微观可视化流动实验中,防水锁处理抑制原油乳化的效果明显,有效低地防止了水锁的产生。在防水锁处理剂体系的物模实验中,通过改变注入量、注入压力、注入方式、注入后反应时间对水锁物模实验的影响,优选出最佳注入参数,研究证实当设计温度在70-C,驱替压力在0.3兆帕,注入体积为5 PV,将防水锁处理剂体系与地层水混合一起注入地层中,反应时间超过20个小时,低渗透层的渗透率保留率均在85%以上。
【图文】：
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本文编号：2551411
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