低渗透油藏油井堵水存在的主要问题.ppt

地下生成沉淀堵水技术在低渗透油井中的应用 * 李 亚 林 2、低渗透油藏油井堵水存在的主要问题 1、低渗透油藏进行化学堵水作业的必要性 低渗透油藏地层渗透率低，地层水运移规律复杂，层内渗透率差异明显，使得注入水波及效率不均。地层在长期的注入水冲刷作用和实施压裂等增产措施后，易造成注入水的单向指进，引起油井的暴性水淹。 堵剂性能问题 施工工艺问题 堵剂性能是制约施工工艺的主要因素 堵剂性能对低渗透油井堵水的影响 颗粒类堵剂 固化类堵剂 冻胶类堵剂 难以进入地层孔隙，对目的层产生有效封堵存在局限性 反应速度快,反应不易控制，易造成同时堵死油、水层的问题 对高温、高矿化度的油井封堵作用有限 堵剂类型 缺点 通过溶液中离子在地层温度条件下生成沉淀对地层孔隙产生封堵 。 地下沉淀堵剂 作用原理： [A (H2O)m]n++3OH-=A (OH)n +mH2O=[A (OH)a(H2O)b]-+H3O++cH2O 两性氢氧化物不溶于水，在不同的酸碱条件下存在可逆的化学平衡 碱式电离← →酸式电离 LHL浓度% 5 5 5 10 10 10 15 15 15 20 20 NSU浓度% 5 10 15 8 10 15 10 15 20 20 25 沉淀量% 30 35 37 70 75 77 73 86 90 90 95 反应时间h 10 8 7 6 5 5 6 6 5.5 6 4 实验条件：常压、90℃ 浓度越高、沉淀量越大，反应时间缩短 性能评价 1、组分浓度对沉淀效果的影响 2、体系粘度 1.389mm2/s（常温、常压） 注入性能好且易进入地层孔隙并能有效向深部推进 不会因为较高的注入压力对相对低吸水层段和近井地带产生污染 矿化度×104mg/L 5 10 15 20 25 30 现象 未分散 未分散 未分散 未分散 未分散 未分散 耐温抗盐强度高。产生的无机沉淀，几乎不受温度和矿化度的影响。 3、耐温、抗盐性能 颗粒沉淀 絮状沉淀 絮状沉淀 絮状沉淀 絮状沉淀 试验现象 80 85 85 85 85 沉淀量% 2 4.5 10 15 40 生成沉淀时间h 120 100 90 80 70 温度℃ 随着温度的升高，反应时间缩短，但沉淀量基本保持稳定 时间：168h 30 ×104mg/L以下的矿化度，对沉淀无影响 配方 不同温度下反应时间h 20℃ 120℃ 15%LHL+15%NSU 48h未反应 2 15%LHL+15%NSU+1%YS 48h未反应 23 15%LHL+15%NSU+1%醋酸 立即生成沉淀 / 溶液反应过程为平衡反应，生成沉淀的速度受体系PH值影响。 4、反应时间的控制 36h未交 23 21 19 16 15 13 12 120℃交联时间 36h未交 36h未交 36h未交 36h未交 36h未交 30 24 18 90℃交联时间 2.0 1.0 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 YS浓度% 在模拟地层温度条件下，PH值调节剂浓度增加，体系PH值降低，反应 时间延长，有利于堵剂向地层深部推进。 反应时间可控 0 25 50 75 100 2 4 6 8 10 12 14 15 PV 渗透率 md 清水驱 清水驱 挤堵剂 清水驱替后挤入堵剂，在90℃条件下密封并恒温12h后用清水驱替， 测定渗透率并绘制孔隙倍数PV--渗透率曲线。 清水驱渗透率为70.728 ×10-3μm2 ，挤完堵剂后渗透率为2.593 ×10-3μm2 ,计算岩心封堵率为96.33%。 岩心封堵试验一： 井号 层位 水相渗透率 ×10-3μm2 渗透率级差 广38 潜43 4.716 1:3.99 王西4斜-1 潜43 18.8 程序 岩心 编号 压力 MPa 流量 ml/min 相对吸水 % 水相渗透率 ×10-3μm2 堵前并联清水驱 广38 4.53 0.82 28.3 4.716 王西4斜-1 2.08 71.7 18.8 堵后并联清水驱 广38 19.6 1.85 92.5 4.43 王西4斜-1 0.15 7.5 0.45 计算广38岩心渗透率损失为6.06% 计算王西4斜-1岩心封堵率为96.6% 对非均质的低渗透地层堵水效果较好 岩心封堵试验二： 岩心并联 概 述 注入粘度低 耐温、抗盐性能好 反应时间可控 对相对高渗透层封堵强度高 地下生成沉淀堵剂克服了常规堵剂在堵水施工中存在的主要缺陷，适用于低渗透油井的堵水作业。 矿场试验及效果分析 2008年10月初在柴达木盆地尕斯库勒E13