江汉采油厂水基纳米聚硅增注项目施工总结.docVIP

中国石化江汉油田分公司新技术引进项目 水基纳米聚硅降压增注剂的研究与应用 总结报告 项目编号： 项目名称： 承担单位： 中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 外协单位： 郑州东申石化科技有限公司 前言 江汉采油厂油层致密低渗，孔喉微细，多属于特超低渗油田。孔隙结构复杂，分选差，非均质性强，但水相占据不流动孔喉，油相占据可流动的较大孔喉，储层的粘土矿物以酸敏为主，岩石表面润湿性中性和弱亲水性，原油地下粘度低。随着注水时间的延长，地下油气水运移日趋复杂，达不到配注要求，甚至注不进水的井越来越多。 尽管采取了多种增注工艺的尝试，但低孔低渗水敏亲水储层仍需探索更为适用的增注工艺。目前，大型水力压裂效果好，但对水驱效果产生影响较大。射孔试注及高能气体压裂（含复合射孔）试注井后期压力上升快的问题解决不了。采取小型水力压裂效果仍不理想。其原因有：（1）岩石孔隙表面水化膜的形成造成了渗流喉道变小；（2）亲水型岩石使渗流摩擦阻力增大；（3）注水过程中易形成水垢；（4）所含粘土遇水膨胀。 故需要探索一条适合江汉采油厂注水井的应用的新技术工艺，该工艺不会对地层造成伤害，对油水井的长期开发能提供了一个很好的技术支撑；可以针对性地解决江汉油田注水井欠注的难题，提高油田采收率。 技术机理及使用条件 本技术的技术原理 水基纳米聚硅能均匀分散于水中，形成稳定的水基纳米聚硅微乳液，从井口注入到地层并进入到岩石孔隙，聚硅材料在一定条件下吸附到岩石孔隙表面，使岩石的润湿性由亲水变为亲油。 由于聚硅颗粒具有很高的活性，极易吸附在孔壁上，使孔隙内壁的水膜变薄，有效孔径变大降低了水滴通过时的阻力。 油层岩石的主要成分是二氧化硅、碳酸盐、粘土矿物、铁矿物和其它一些杂基，其中二氧化硅、碳酸盐、粘土矿物普遍存在于油层岩石矿物中，由于粘土矿物具有水化作用（也就是遇水膨胀、分散），该作用会使油层渗透率有不同程度的下降。当孔隙经过聚硅纳米处理后，其表面由亲水转变为亲油，这样就避免了粘土矿物的水化作用，达到增注的目的对保持油层渗透率具有重要的意义。 2．使用条件 (1)使用于砂岩油藏新井投注或注水井降压增注 (2)井身状况良好。 (3)油层渗透率大于1×10P-3PμmP2P。 (4)油水井注采对应关系良好。 (5) 水井注水量偏低，但能注进水的井可优先考虑。 (6)注入水水质必须达标，一般污水回注井要求含油不能超标。 测试结果分析 2014年7月至2014年12月在江汉油田江汉采油厂现场施工3口注水井，井号分别为：广8-11B、王西10-4、王北12斜-3，工艺施工成功率100%。 （一）通过对广8-11B井纳米增注施工，结合后期效果跟踪，并与广8-11B井酸化增注相对比，如下表： 2012.8.22-9.13，酸化增注后23天内的平均值（之后日注1-2方，基本无效） 干线压力（MPa）））））） 施工小结: 该井措施停注前23天每天注水量平均为5.33方，自2014年7月31日开井至2015年元月1日，平均每天注水量为12.013方，比措施前每天增加6.78方，总共增注加水量为1050.9方，有效期已达155天；注水压力由措施前的35MPA平均下降到33.3MPA,取得了明显的增注效果。 （二）通过对王西10-4井纳米增注施工，结合后期效果跟踪，并与王西10-4井酸化增注相对比，如下表： 2012.8.24-9.22，酸化增注后30天内的平均值 干线压力（MPa）））））） 措施前1个月平均日注水量为18.75方，平均注水油压为37.8MPA,措施后10月10日至2015年元月13日平均注水量为31.19方，平均增加注水量为12.44方，目前已增注量1194.24方，注水压力（油压）为33.9MPA,压力平均下降3.9MPA。从以上图表可以看出该井纳米增注措施效果显著,该井目前仍然有效。 （三）通过对王北12斜-3井纳米增注施工，结合后期效果跟踪，并与王北12斜-3井酸化增注相对比，如下表： 2013.3.4-3.23，酸化增注后20天内的平均值，之后近5个月无油压。 干线压力（MPa）））））） 纳米增注施工前后注水量及压力变化曲线如下： 由上图曲线可以看出，该井施工前一个月注水量平均为3.69方，而配注量为40方，干线平均压力为17.97MPA，油压平均为16.59MPA；措施后一个月在配注量仍为40方情况下，注水量平均为40.7方，注水量提高了37.01，提高了十倍以上，干线平均压力为14.94MPA,油压平均为6.6MPA，油压平均下降9.99MPA,下降率为60.2%。 四、结论与建议 1．结论 （1）、从降压和增注两方面的对比可以看出，通过纳米措施的井，显现出来更好的降压增注效果。 该技术