論文發(fā)表期刊火山巖裂縫油藏封層堵水技術(shù)研究

發(fā)布時間：2014-06-30 14:48:47更新時間：2014-06-30 14:50:47 1

　　黃沙坨油田在構(gòu)造上屬于東部凹陷中段的一個二級構(gòu)造單元，南與歐利坨子構(gòu)造相接，東接三界泡潛山帶，由西至北被于家房洼陷所圍限，是一個依附于界西斷層的大型斷裂鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造軸向西傾。共發(fā)育16條斷層，其中4條為NE向的長期發(fā)育斷層。

　　【摘要】在黃沙坨油田開發(fā)過程中，由于受到邊底水水侵的影響，油井綜合含水79.81%，有針對性的研究并應(yīng)用了高強度調(diào)剖堵水技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用2井次，取得明顯增油降水效果。

　　【關(guān)鍵詞】論文發(fā)表期刊,黃沙坨油田,水侵,高強度調(diào)剖堵水技術(shù),現(xiàn)場應(yīng)用

　　1地質(zhì)概況

　　1.1構(gòu)造特征

　　鉆遇地層自下而上依次為新生界下第三系沙河街組沙三段、沙一段、東營組和上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組。其中沙三段厚度一般在640～965m，分為沙三上段和沙三下段，沙三上段又分為上下兩部分，上部為淺灰色砂巖、砂礫巖與深灰色泥巖不等厚互層，夾灰黑色炭質(zhì)泥巖；下部為深灰色泥巖與灰黑色煤層互層、夾薄層淺灰色砂巖。沙三下段主要發(fā)育以灰黑色玄武巖、灰綠色粗面巖為主的火山巖和暗色泥巖，本段地層構(gòu)成了良好的生儲蓋組合，與上覆沙一段呈角度不整合接觸。

　　黃沙坨油田火山噴發(fā)為三期，第Ⅰ期巖性為玄武巖，第Ⅱ期巖性為粗面巖，第Ⅲ期巖性為玄武巖，含油層位為S3第Ⅱ期火山巖，主要巖性為粗面巖。

　　1.2儲層特征

　　黃沙坨油田火山巖儲層儲集空間既有原生的，也有次生的，儲集空間具有裂縫-孔隙雙重介質(zhì)，是復合性儲層。主要儲集空間類型見表1。

　　儲層物性較差，最大孔隙度為18.4%，最小孔隙度為2.3%，平均孔隙度為8.0%，最大滲透率為12.6×10-3μm2，最小滲透率小于0.1×10-3μm2，平均滲透率為0.994×10-3μm2。碳酸巖含量較低，平均1.155%。油藏產(chǎn)狀具有塊狀（厚層狀）特征，從油水關(guān)系分布上看處于構(gòu)造較低部位及射開層位距油水界面較近的油井不同程度地受到邊底水水侵的影響，屬于邊底水類型油藏。

　　1.3流體性質(zhì)

　　地面原油密度0.8390mg/cm3，地層原油密度為0.6800mg/cm3，地面原油粘度6.83mPa.s，地層原油粘度小于0.5mPa.s，凝固點28℃，含蠟量10.08%，膠+瀝青質(zhì)9.56%。原始飽和壓力21.6MPa，平均地層壓力31.30MPa。原始壓力系數(shù)為0.956，地層溫度101℃，溫度梯度為3.6℃/100m。體積系數(shù)為1.4875，原始氣油比為173m3/t，CH4平均含量為79.62%，天然氣相對密度為0.7903。地層水屬NaHCO3，總礦化度為1665.4mg/L。

　　2開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

　　黃沙坨油田自1999年投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了自然開發(fā)和注水開發(fā)，動用面積2.8km2，階段采收率13.3%，采出程度13.7%，目前總井數(shù)61口中，開井數(shù)42口，平均日產(chǎn)油65t/d，綜合含水79.81%，其中含水大于80%的油井有30口，占開井數(shù)的71.5%。

　　黃沙坨油油田大部分油井已進入高含水期，綜合含水超過80%。地層的非均質(zhì)性、巖石的表面物性，各層位的壓力變化等諸多原因造成同層水舌進、底水錐進、邊水突進，導致油井含水率急劇升高產(chǎn)能下降，嚴重影響油田的開發(fā)效果。

　　3封層堵水技術(shù)研究

　　3.1技術(shù)原理

　　封層堵水技術(shù)采用高強度調(diào)剖堵水劑，主要采用有機強凝膠堵劑和地下聚合凍膠堵劑兩個段塞的復合封堵技術(shù)。強凝膠調(diào)剖劑主劑為兩性疏水高分子聚合物，該聚合物具有抗鹽、抗高溫，顯著提高聚合物與地層吸附特性，交聯(lián)體系為有機樹脂交聯(lián)，形成具有一定流動性的強凝膠體，可有效地擴大堵水半徑，可以深入地層深部調(diào)堵，起到封堵地層深部出水孔道的作用，阻止水的流動，延長堵水有效期。地下聚合高強度堵水劑，由一種較低粘度的陰陽離子雙單體組成，在地層溫度下反應(yīng)形成高強度的凍膠體系，具有長期的耐溫性和耐沖刷的強度，保護強凝膠段塞，防止生產(chǎn)壓差過大導致堵劑回吐，同時該段塞具有一定的防砂作用。

　　3.2強凝膠堵劑組分及主要性能指標

　　強凝膠堵劑主要由兩性疏水高分子聚合物、有機樹脂膠聯(lián)劑、耐高溫油溶樹脂、橡膠粉、榆樹皮粉、無機增強劑及熱穩(wěn)定劑組成，聚丙烯酰胺和有機樹脂膠聯(lián)劑在一定時間內(nèi)形成粘度大于2×105mPa.s的凝膠，該凝膠耐溫可達120℃以上，耐高溫油溶樹脂等對高滲透層有填充壓實作用；由于主劑的親水性，使堵劑具有一定的選擇性，優(yōu)先進入水淹通道，保護了含油飽和度相對較高的低滲透帶。在凝膠調(diào)剖劑中加入耐高溫油溶樹脂、橡膠粉及無機增強劑，對大孔道及高滲透層起到填充、壓實作用，填充的橡膠粉是一種柔性顆粒，具有高壓變形作用，能進入微小通道，形成封堵作用，剛?cè)嵯嘟Y(jié)合的填充顆粒能有效增加堵劑封堵強度，該調(diào)剖劑具有封堵強度高，耐溫性等特點。

　　3.3地下聚合堵劑組分及主要性能指標

　　地下聚合堵劑主要由聚丙烯酰胺和陰陽離子丙烯酰胺雙單體及雙丙烯酰胺引發(fā)劑（偶氮鹽等）氧化劑等組成，該體系在地層溫度下發(fā)生聚合和交聯(lián)作用，生成高粘聚合物，形成半固態(tài)凍膠體，顯著增加堵劑與地層的吸附特性，增加堵劑的封堵強度，有效封堵高滲透吸水層或出水層，聚丙烯酰胺主要是增加體系粘度，防止擠注過程形成指進現(xiàn)象以及防止被地層水或頂替水稀釋，氧化劑主要是防止地層水高價金屬離子及雜質(zhì)對體系的阻聚作用。聚合反應(yīng)在地下進行，消除了聚合物粘度大，易降解等弱點，聚合反應(yīng)后粘度隨單體濃度和交聯(lián)度而異，可在幾萬至200萬mPa.s范圍內(nèi)調(diào)整。

　　4現(xiàn)場應(yīng)用

　　該技術(shù)2011年在黃沙坨油田實施了2井次。其中小13-13井實施2次，累計增油1719t，小25井因?qū)娱g竄，停止施工，措施有效率100%，成功率100%，取得明顯增油降水效果。

　　小13-13井采用封堵劑擠封原油層8號層，于2011年5月19日施工，于5月30日開井，日產(chǎn)液10.5m3，日產(chǎn)油5.5t，生產(chǎn)20天后，累計70t。

　　5經(jīng)濟效益評價

　�。�1）投入：投入技術(shù)服務(wù)費用47萬元，作業(yè)費用35萬元。

　�。�2）效益

　　油井增油1719t，單價按0.22萬元每噸計算：1719×0.22=378.18萬元

　�。�3）投入產(chǎn)出比：（47+35）：378.18=1：4.61

　　6結(jié)論

　�。�1）封層堵水體系采用復合兩個段塞堵劑，具有堵劑用量較少封堵強度高特點，對火山巖油藏封堵底層出水效果明顯，具有一定的推廣價值。

　�。�2）堵劑中含陰離子特性，堵劑進入地層后，能顯著增加聚合物與地層吸附特點，具有耐地層水或注入水沖刷能力。

　�。�3）該體系具有耐高溫、耐鹽、耐高礦化度，封堵強度大，封堵有效期長。