文南油田降壓增注工藝研究

1、內(nèi)部資料注意保管文南油田降壓增注工藝研究工藝研究所油化室2014年 12月 20 日 文南油田降壓增注工藝研究編 寫(xiě) 人：李玉娜主要參加人：寧順康 張廣勝 伍德旺 李玉娜 王 猛 劉 鋒 舒俊峰 袁偉紅 徐建華 嚴(yán)秀花 審 核： 審 定： 目 錄一、項(xiàng)目概況二、取得的主要研究成果及創(chuàng)新三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果評(píng)價(jià)四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)一 項(xiàng)目概況文南油田屬于高溫、高壓、低滲透、復(fù)雜斷塊油氣藏。注水井啟動(dòng)壓力高，儲(chǔ)層連通程度差，小斷層較多，油水井連通率差，注水開(kāi)發(fā)比較困難。統(tǒng)計(jì)2014年文南油田開(kāi)井注水井249井次，平均注水壓力32.6MPa，其中 注水壓力35MPa以上的注水井122口，最高注水壓力42MPa

2、，隨著油田的深入開(kāi)發(fā)，主力層水淹嚴(yán)重，注水逐漸轉(zhuǎn)向難動(dòng)用的二、三類(lèi)儲(chǔ)層或者一類(lèi)儲(chǔ)層的二類(lèi)相帶，由于儲(chǔ)層物性差、井下措施頻繁，鉆井和修井過(guò)程中采用高比重鉆井液和壓井液，使得污染情況日趨復(fù)雜，造成注水壓力逐漸升高，單井日注水量下降，注水狀況逐年變差，導(dǎo)致見(jiàn)效困難，見(jiàn)效井減少，控制自然遞減的難度加大。為了恢復(fù)地層能量，解決注水井欠注問(wèn)題，我們立足油藏，在對(duì)各種污染類(lèi)型重新認(rèn)識(shí)和室內(nèi)系列試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，強(qiáng)化措施前期論證工作，認(rèn)真查閱地質(zhì)資料、井史及注水狀況，認(rèn)真分析確定欠注井主要污染類(lèi)型，同時(shí)運(yùn)用壓降測(cè)試資料指導(dǎo)選井，形成了適用于文南油田不同欠注水井增注特點(diǎn)的氧化深穿透、砂巖緩速酸、高效活性增注等系列增

3、注工藝，并引進(jìn)了有機(jī)復(fù)合酸、納米乳液降壓驅(qū)油技術(shù)、潛在生成酸增注新技術(shù)，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后取得了較好的措施效果，解決了文南油田高壓低滲區(qū)塊水井增注難題，提高了水驅(qū)動(dòng)用程度。二 取得的主要技術(shù)創(chuàng)新成果<一> 目前注水狀況調(diào)查與研究1 全面開(kāi)展水質(zhì)監(jiān)測(cè)，嚴(yán)格把關(guān)注入水質(zhì)量2014年對(duì)全廠注入水水質(zhì)監(jiān)測(cè)共監(jiān)測(cè)站外129個(gè)井站次、站內(nèi)注水泵出口20個(gè)點(diǎn)次，分析了污水站站內(nèi)注水泵進(jìn)口水質(zhì)、注水站來(lái)水干線水質(zhì)、井口過(guò)濾器進(jìn)出口水質(zhì)、注水井井口水質(zhì)，錄取數(shù)據(jù)1092組。站內(nèi)綜合達(dá)標(biāo)率為100%，站外綜合達(dá)標(biāo)率為90%，站內(nèi)外綜合達(dá)標(biāo)率95%。從檢測(cè)結(jié)果來(lái)看，污水站內(nèi)各處理環(huán)節(jié)的設(shè)施能滿足各節(jié)點(diǎn)的水質(zhì)處

4、理的需要。PH:各注水干線中點(diǎn)站、端點(diǎn)站、井口PH值平穩(wěn)，沒(méi)有大波動(dòng)，維持在7.37.6之間。懸浮固體、含鐵：各注水干線的懸浮固體和含鐵變化都較大，影響因素較多。北二線、北三線屬正常變化，由中點(diǎn)到端點(diǎn)逐漸升高；北一、東一、東二、南二、南一四條線有可能是安裝了井口過(guò)濾器，水質(zhì)近端點(diǎn)有所好轉(zhuǎn)，也可能是受到干線中點(diǎn)平時(shí)不取樣、首次取樣干擾因素較大的影響。含油量:各注水干線中點(diǎn)站、端點(diǎn)站、井口含油量平穩(wěn)，切遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)值，控制很好。細(xì)菌含量：無(wú)論SRB、還是TGB，皆控制較好，含量都較低，也是2014年控制較好的一項(xiàng)水質(zhì)指標(biāo)。腐蝕速率:單從現(xiàn)有的檢測(cè)數(shù)據(jù)來(lái)看，東一線的腐蝕速率較高，因有一半數(shù)據(jù)還沒(méi)有出來(lái)

5、，難以下定論。礦化度：各注水干線中點(diǎn)、端點(diǎn)、井口無(wú)明顯變化。但是從站內(nèi)產(chǎn)出水、注水泵、清水三點(diǎn)的礦化度可以看出：注入水礦化度與五年前相比升高了很多，目前與產(chǎn)出水礦化度接近，說(shuō)明現(xiàn)在處理后注入的水基本都是產(chǎn)出水，幾乎不摻清水。2 注水啟動(dòng)壓力高，分注井增多，注水困難由于文南油田注水壓力高、井深，造成目前基本靠簡(jiǎn)單的油套一級(jí)兩段分注，不能從根本上解決層間矛盾，而只能起到限制高吸水層的作用，差層仍無(wú)法啟動(dòng)，而且有部分井因注水壓力高而無(wú)法分注。如表1所示：目前文南油田注水井共計(jì)688口，其中開(kāi)井?dāng)?shù)249口，分注井145口，占總開(kāi)井?dāng)?shù)58.2%。注水壓力大于35MPa的水井有122口，其中分注井有64口

6、井，因壓力太高而不能分注的井有12口。要改善文南油田注水開(kāi)發(fā)狀況,增加水驅(qū)儲(chǔ)量,就必須大力開(kāi)展注水井降壓增注工作。文南油田正常注水井注水壓力調(diào)查表（表1）注水壓力合計(jì)小于30MPa30-35MPa大于35MPa開(kāi)井?dāng)?shù)5671122249合注井323258104分注井2439641453 水驅(qū)動(dòng)用程度差、穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)薄弱文南油田受復(fù)雜地質(zhì)特征的影響，目前水驅(qū)控制儲(chǔ)量4229.9×104t，水驅(qū)控制程度50%；水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量2902.5×104t，水驅(qū)動(dòng)用程度34.3%。文南油田動(dòng)用狀況較好的一類(lèi)主力層水驅(qū)動(dòng)用較好，但目前已大面積水淹。而儲(chǔ)層物性較差的二類(lèi)層，目前能夠進(jìn)行注水動(dòng)用的只

7、有文33塊沙二下、文95塊、文85塊；文79斷塊區(qū)、文72斷塊區(qū)的其它區(qū)塊二類(lèi)層地質(zhì)儲(chǔ)量，基本不能水驅(qū)動(dòng)用。文南油田地質(zhì)儲(chǔ)量可水驅(qū)動(dòng)用狀況分類(lèi)表（表2）項(xiàng)目小計(jì)可水驅(qū)動(dòng)用層間矛盾不可水驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)條件不可動(dòng)用備注地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)水驅(qū)動(dòng)用程度（）地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)小計(jì)構(gòu)造復(fù)雜特低滲透黑油砂體特殊油藏文南試采(特殊板塊)一類(lèi)層3101310175.4二類(lèi)層可動(dòng)用只有文33塊S2下、文95塊、文85塊二類(lèi)層196791235.11055三類(lèi)層339458728075626122351139259小計(jì)8462401333.41642280756261223511392594 注水井吸水厚度百分?jǐn)?shù)小

8、，吸水剖面嚴(yán)重不均統(tǒng)計(jì)2014年所測(cè)249口正常注水井井吸水剖面資料，射開(kāi)10309m/5122n, 吸水4381.3m/1782n，吸水厚度百分?jǐn)?shù)42.5%，吸水層數(shù)百分?jǐn)?shù)34.8%，吸水厚度大于15m3/ d·m的層1082.4m/506n，厚度百分?jǐn)?shù)不足11%，而吸水量卻占69.6%，可見(jiàn)層間非均質(zhì)性現(xiàn)象嚴(yán)重，吸水過(guò)于集中。 調(diào)查研究表明：隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，雖然水質(zhì)不斷提高且達(dá)標(biāo)穩(wěn)定，但因其注水開(kāi)發(fā)中水質(zhì)不穩(wěn)定、井下措施頻繁，且在鉆井和修井過(guò)程中采用高比重鉆井液和壓井液等原因，對(duì)油層都有不同程度的污染和傷害，使得污染情況也日趨復(fù)雜，注水壓力增長(zhǎng)也較快，加之儲(chǔ)層物性差，造成

9、降壓增注工作難度加大。如果沒(méi)有進(jìn)一步對(duì)井層構(gòu)造的科學(xué)分析和認(rèn)識(shí)，沒(méi)有經(jīng)濟(jì)實(shí)用解決問(wèn)題的技術(shù)手段，難以從根本上解決文南油田在注水開(kāi)發(fā)中的高壓增注問(wèn)題。二 注水井降壓增注成熟工藝的應(yīng)用2014年主要開(kāi)展了以砂巖緩速酸降壓增注為主導(dǎo)的工藝技術(shù)，在應(yīng)用過(guò)程中改進(jìn)完善酸液配方、施工及配套技術(shù)，并推廣應(yīng)用了適用于文南油田不同欠注水井增注特點(diǎn)的氧化深穿透、高效活性增注工藝工藝。實(shí)施后，見(jiàn)到了良好的效果。2014年文南油田降壓增注成熟工藝應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)表（表3）工藝名稱(chēng)實(shí)施井次有效井次有效率%累增水m3平均單井增水m3平均單井日增水m3平均單井壓降MPa砂巖緩速酸增注171588.2683914023234.7

10、氧化深穿透增注9888.9415284614295.5高效活性增注工藝55100266255325504.3合計(jì)312890.31365444404344.81 砂巖緩速酸增注工藝砂巖緩速酸的主體為含氟絡(luò)合物體系，在水中僅能解離出微弱的活性HF，當(dāng)與地層硅質(zhì)接觸反應(yīng)時(shí)，隨著HF的消耗，系統(tǒng)平衡體系被破壞，體系不斷解離出新的HF，直至消耗殆盡。因此增注的處理半徑得到提高，與常規(guī)土酸相比，處理半徑可提高一倍以上，另外SYD水解釋放HF后的成分為一種硅沉積阻止劑，可將反應(yīng)產(chǎn)物保留在溶液中，反應(yīng)后無(wú)二次沉淀生成，是應(yīng)用的主導(dǎo)技術(shù)，適用于解除泥漿污染、注水過(guò)程中有機(jī)物、機(jī)械雜質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物造成的近井地帶堵

11、塞，以及儲(chǔ)層潤(rùn)濕性濃度改變引起的毛管阻力傷害。對(duì)于地層物性和連通狀況相對(duì)較好、滲透率在60×10-3m2以上的水井都能取得顯著的增注效果。由表3可看出，2014年共實(shí)施17井次，有效15井次，有效率88.2%，截止2014.12.20累增水量68391m3,平均單井增水量4023m3，平均單井壓降4.7MPa，平均有效期146d，效果顯著。典型井例：W43-8井位于文138塊，2010.12.27轉(zhuǎn)注，初期配注80m3，日注80m3，后該井注水壓力逐漸升高，出現(xiàn)欠注現(xiàn)象，分析認(rèn)為該井長(zhǎng)期注水，地面或井筒雜質(zhì)及腐蝕產(chǎn)物在近井地帶堵塞，導(dǎo)致高壓欠注，確定采用砂巖緩速酸對(duì)該井實(shí)施降壓增注措

12、施，措施前注水壓力33MPa，配40m3日注17m3，措施后注水壓力24.5MPa，配70m3日注70m3，有效期209天，截止2014.12.20累計(jì)增水7377 m3，對(duì)應(yīng)油井W138-47見(jiàn)到該井的注水效果，日產(chǎn)油由最初的0.6噸升至1.9噸，累計(jì)增油80噸。2 氧化深穿透增注工藝對(duì)于高分子聚合物鉆井泥漿以及前期注水井水質(zhì)細(xì)菌含量超標(biāo)污染儲(chǔ)層的水井，應(yīng)用氧化深穿透增注工藝技術(shù)。該體系中的ClO2用于降解高分子聚合物，使聚合物分子鏈變短，從而解除高聚物堵塞；體系中緩速酸主要由無(wú)機(jī)酸、有機(jī)酸、緩速酸及其它酸液添加劑組成，用于地層中無(wú)機(jī)雜質(zhì)及其它堵塞，達(dá)到綜合解堵的目的。2014年共實(shí)施9井次

13、，有效8井次，有效率88.9%，截止2014.12.20累增水41528m3,平均單井增水量4614m3，平均單井壓降5.5MPa，平均有效期116天，效果顯著。3 高效活性增注酸化施工中，酸液與原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)接觸，會(huì)使穩(wěn)定的膠態(tài)遭到破壞，產(chǎn)生酸渣聚結(jié)在地層近井地帶降低其滲透率，因此對(duì)原油重質(zhì)成分污染的井，采用活性液預(yù)處理技術(shù)，前置液中加入表面活性劑，他們吸附在油酸界面并作為一連續(xù)的保護(hù)層，降低油水界面張力，改變潤(rùn)濕性，降低擠注壓力，解除重質(zhì)成分污染。酸化過(guò)程中采用活性劑預(yù)處理地層。主要適用于新轉(zhuǎn)注，射孔層直接注水的欠注井。2014年共實(shí)施5井次，有效5井次，有效率100%，累增水量26

14、625m3，平均單井累增水量5325m3，平均單井日增水量50m3，平均單井壓降4.3Mpa，效果顯著。典型井例：W138-2井，1994.12.24轉(zhuǎn)注以來(lái)欠注較嚴(yán)重，注水壓力37.5MPa，配80注25m3，達(dá)不到配注，2007年酸化后無(wú)效。分析認(rèn)為該井2006-2007年兩次壓裂S2下1-2，存在作業(yè)污染，該井2014.1.9轉(zhuǎn)注，考慮到該區(qū)塊地下原油粘度大，同時(shí)存在重質(zhì)油污染，采用高效活性增注工藝解除儲(chǔ)層污染。2014.1.9酸化施工，投注后日配60注60m3，日注增加60m3，截止2014.12.20累增水量9944m3,效果顯著。（二） 注水井降壓增注新技術(shù)的研究應(yīng)用1 納米乳液增

15、注驅(qū)油工藝注水壓力高、驅(qū)油效率低是制約低滲油藏開(kāi)發(fā)的兩個(gè)關(guān)鍵因素，文南油田開(kāi)發(fā)至中后期，如何有效提高水驅(qū)動(dòng)用程度，顯得非常重要。納米乳液降壓驅(qū)油體系是由粒徑為1-100nm的陰離子+非離子+兩性離子表面活性劑和助表面活性劑等復(fù)合而成，外觀為透明液體，平均粒徑為31.99nm。具有較好的抗溫耐鹽性能，適用于低滲透油藏降壓驅(qū)油領(lǐng)域。圖1 納米乳液粒徑分布圖納米乳液通過(guò)離子吸附將巖石潤(rùn)濕性由親水性、親油性往中性潤(rùn)濕方向改善，減弱水與巖石表面之間的物理化學(xué)作用，降低水的流動(dòng)阻力，如下圖所示原始巖心的接觸角為31.7°，納米乳液浸泡后巖心，接觸角78.7°。圖2 納米乳液處理后的巖心

16、接觸角對(duì)比該乳液體系具有較低的界面張力不但能降低毛細(xì)管阻力，還能將油膜從巖石表面剝離分散成小油滴形成并聚，避免了大的乳化油滴產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)，提高洗油驅(qū)油效率。如下圖所示，不同膜劑處理石英對(duì)油流的影響。圖3 不同膜劑處理石英對(duì)油流的影響2014年在文南油田特低滲區(qū)塊文72塊、文79塊各試驗(yàn)1井次（W72-156、W79-44）。水井W72-156措施前注水壓力37.8MPa，配30 m3日注12 m3，達(dá)不到配注，對(duì)應(yīng)油井W72-469日產(chǎn)油1.2噸。為改善該井注入現(xiàn)狀，決定采用納米乳液對(duì)該井S2下2-4進(jìn)行增注驅(qū)油措施，2014.6.7正替預(yù)處理液9 m3，正擠復(fù)合有機(jī)酸15 m3，活性水15

17、 m3，關(guān)井反應(yīng)4小時(shí)，用60 m3活性水大排量返排殘酸， 保證清除巖隙中的污垢，2014.6.9-8.13利用柱塞泵連續(xù)泵入0.1%濃度的納米乳液2000m3。措施后平均日增注水量16方，對(duì)應(yīng)油井平均日增油0.6噸，截止2014.12.20對(duì)應(yīng)油井W72-469累計(jì)增油46噸。文79-44井2014.9.29實(shí)施納米增注措施，措施實(shí)施較晚，效果待觀察。 11圖4 W72-156注采曲線圖2、有機(jī)復(fù)合酸增注技術(shù)多元復(fù)合酸體系主要由有機(jī)酸和無(wú)機(jī)酸、強(qiáng)酸和弱酸、多元酸和一元酸與適量的添加劑組成。具體工藝上分：預(yù)處理液：鹽酸+緩蝕劑+活性劑。前置液：鹽酸+低碳有機(jī)酸+緩蝕劑+復(fù)合添加劑+復(fù)合粘土穩(wěn)定

18、劑。主體酸：鹽酸+氫氟酸/氟化氫銨+磷酸/多聚磷酸+低碳有機(jī)酸+緩蝕劑+復(fù)合添加劑+復(fù)合粘土穩(wěn)定劑。后置酸：鹽酸+緩蝕劑+復(fù)合添加劑+復(fù)合粘土穩(wěn)定劑。其基本原理是：依靠體系中HCL、磷酸及有機(jī)酸溶蝕鐵質(zhì)、灰質(zhì)組分。依靠體系的HF組分溶蝕硅質(zhì)、泥質(zhì)類(lèi)的堵塞物。依靠體系中添加劑實(shí)現(xiàn)滲透、增溶、防乳、清除殘余油及有機(jī)沉淀物。 典型井例： W99-23井于2004.6.8轉(zhuǎn)注S2下4.5，2006.7.2第一次采用砂巖緩速酸酸化，酸化有效，2008.9.6第二次采用砂巖緩速酸實(shí)施降壓增注，投注后配注60m3，日注35m3，達(dá)不到配注，酸化無(wú)效。2013.8.19側(cè)鉆完井后，2013.9.15轉(zhuǎn)注S2下

19、4.5，措施前注水壓力39MPa，配注30m3，日僅注2m3，分析認(rèn)為該井側(cè)鉆后存在作業(yè)污染，且該井儲(chǔ)層物性差，砂巖緩速酸未能有效解除該井污染，本次決定采用復(fù)合酸增注工藝，2014.5.27對(duì)該井酸化，施工過(guò)程中泵壓由最高42MPa降至30MPa，投注后注水壓力28MPa，配注50m3日注50m3，效果比較理想，截止2014.12.20該井累計(jì)增水量7323m3。措施前對(duì)應(yīng)油井W99-21間開(kāi)，2014.6.25見(jiàn)到W99-23的注水效果，日產(chǎn)液27.4方，日產(chǎn)油1.8噸，截止目前該井累計(jì)增油161噸。11圖5 W99-23注采曲線圖3 潛在生成酸增注工藝潛在生成酸酸液是由不飽和脂肪酸、不飽和

20、膦酸和不飽和磺酸三種單體復(fù)配的混合物，再與副劑以及抑制劑復(fù)配得到。有機(jī)酸共聚物可以逐步電離氫離子和氟鹽反應(yīng)，緩慢生成HF?？刂扑釒r反應(yīng)速度，從而保證了酸液的活性，能夠?qū)崿F(xiàn)深部穿透。潛在生成酸對(duì)溶液中多價(jià)金屬離子具有絡(luò)合能力，并且可以在很低的濃度下將金屬離子“螯合”于溶液中，從而使一些容易生成沉淀的金屬離子保持溶液狀態(tài)。同時(shí)，潛在生成酸對(duì)Ca2+、Na+、K+等離子有很強(qiáng)的吸附能力。這些離子就很難有機(jī)會(huì)與F-、SiF62-形成氟鹽沉淀和氟硅酸鹽沉淀。2014年在文南油田共實(shí)施潛在生成酸2井次（W33-183、W72-437）。W72-437井1992年新投，注水目的層多次注灰存在注灰作業(yè)污染，且

21、該井1998年轉(zhuǎn)注后長(zhǎng)期注水可能存在地層深部結(jié)垢和細(xì)菌污染，本次確定采用潛在生成酸解除該井深部污染，措施前該井注水壓力34.8MPa，酸化投注后注水壓力22.6MPa，壓降12.2MPa，效果顯著。三 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析與評(píng)價(jià)(一) 整體降壓增注效果評(píng)價(jià)2014年文南油田共實(shí)施水井降壓增注39井次，有效36井次，有效率92.3%，平均單井處理厚度10.7m，平均單井處理層位6n，平均單井用酸量20.5m3，每米用量1.9m3，截止目前累計(jì)增水量152344m3，平均單井增水量3906m3，平均單井日增水量25m3,平均單井壓降4.5MPa；對(duì)應(yīng)油井62口，見(jiàn)效11口，累增油1686t，效果顯著。

22、(二) 分區(qū)塊降壓增注效果評(píng)價(jià)文南油田高壓低滲的特點(diǎn)決定了注水的困難，高壓低滲注水開(kāi)發(fā)油藏共有14個(gè)開(kāi)發(fā)單元，這類(lèi)油藏是文南油田的主體，構(gòu)造復(fù)雜，儲(chǔ)層物性差，注水壓力在35-40MPa之間。不同的區(qū)塊，儲(chǔ)層礦物敏感性不同，根據(jù)不同的礦物敏感性及污染類(lèi)型，確定相適應(yīng)的酸液體系，解決了不同欠注井注水難的問(wèn)題。2014年主要在文33塊S2下、文33塊S3上、文79塊、文72塊、文88塊、文138塊等區(qū)塊實(shí)施了降壓增注，取得了顯著的效果。分區(qū)塊降壓增注效果分類(lèi)表（表4）區(qū)塊實(shí)施井次有效井次有效率%累增水m3平均單井增水m3平均單井日增水（目前）m3/d平均單井壓降MPa有效期（天）文33塊S2下331

23、00112083736244.5116文33塊S3上6583.3192883214303.874文79塊121191.7449153742214.2128文72塊9888.9301103345274.790文88塊33100181606053503118文138塊22100153217660196264其他44100133423335206.7149合計(jì)393692.21523443906254.51141 、文33塊沙二下，該區(qū)塊為開(kāi)發(fā)較早單元，屬中滲復(fù)雜斷塊油藏，油藏埋藏較淺，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，物性較好，連通率較高，平均孔隙度19.5%，滲透率45md，其中S2下2物性最好，而S2下8最差。2

24、014年共實(shí)施水井增注3井次，有效3井次，有效率100%，截止2014.12.20累增水量11208m3，平均單井增水3736m3，平均單井壓降4.5MPa，目前平均單井日增水24m3/d，平均有效期116天。2 、文33塊沙三上油藏屬深層低滲難動(dòng)用油藏，注水壓力高，注水狀況差，平均注水壓力35.9MPa，構(gòu)造復(fù)雜，儲(chǔ)層物性差，屬高壓低滲油藏，平均孔隙度16%，滲透率為25.6md，油藏儲(chǔ)層巖性為長(zhǎng)石石英粉砂巖，主要粘土礦物是伊利石，含量占總含量的77%，其次是綠泥石，水敏中等、速敏較強(qiáng)。2014年共實(shí)施水井增注6井次，有效5井次，有效率83.3%，截止2014.12.20累增水量19288m

25、3，平均單井增水3214m3，平均單井壓降3.8MPa，平均有效期74天，由于該區(qū)塊部分降壓增注井施工日期較晚，目前平均單井日增水30m3/d。現(xiàn)有酸化工藝可部分滿足水井增注的要求，對(duì)二、三類(lèi)層的降壓增注有待進(jìn)一步研究。3、 文79塊實(shí)施降壓增注井次最多，效果也較明顯，該區(qū)塊為構(gòu)造復(fù)雜帶，目前分為文79-133、文79-136、文79-79小塊、文79南塊等開(kāi)發(fā)單元，儲(chǔ)集層巖性主要為長(zhǎng)石粉砂巖，巖石顆粒以石英為主，粘土礦物以伊利石為主，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，該塊沙二下平均孔隙度18%，滲透率94md，2014年主要集中在文79南塊、79-79塊，79-133塊開(kāi)展降壓增注工作，針對(duì)不同的開(kāi)發(fā)單元及

26、污染類(lèi)型的不同，采取不同的酸液體系，取得了一定的效果，2014年共實(shí)施12井次，有效11井次，有效率92.3%，截止2014.12.20累增水量44915m3，平均單井增水3742m3，平均單井壓降4.2MPa，有效期128天，目前平均單井日增水21m3/d，現(xiàn)有酸化工藝可部分滿足水井增注的要求。4、 文72塊開(kāi)發(fā)單元較多，2014年主要在文72塊-85塊（3井次）、文73塊沙三中（3井次），文72-134塊（2井次）、文72-135塊（1井次），為中滲復(fù)雜區(qū)塊，該塊儲(chǔ)集層以石英粉砂巖為主，見(jiàn)少量長(zhǎng)石粗粉砂巖，巖石顆粒以石英為主，粘土礦物以伊利石為主（約占50%），還有綠泥石、高嶺石、伊蒙混層

27、，平均孔隙度18.7%，平均滲透率79.1md；文73塊沙三中油藏埋藏深、儲(chǔ)層物性差、注水開(kāi)發(fā)困難，孔隙度9.8-14.1，空氣滲透率5.120.2md，2014年共實(shí)施9井次，有效8井次，有效率88.9%，截止2014.12.20累增水量30110m3，平均單井增水3345m3，平均單井壓降4.1Mpa，有效期140天，目前平均單井日增水27m3/d， 5、 文138塊油藏埋藏深（3200-3400米），儲(chǔ)層物性差（平均孔隙度10.2%，平均滲透率8.7md），粘土礦物以綠泥石為主，伊利石次之。由于儲(chǔ)層物性差、油藏埋藏深，構(gòu)造復(fù)雜，注采井距大，決定了降壓增注實(shí)施的難度，2014年在該區(qū)塊實(shí)施

28、降壓增注2井次（W138-2、W43-8），這2口井儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，我們加強(qiáng)了前期論證，明確了污染原因，采取了有針對(duì)性的酸液體系配方，取得了顯著的效果，截止2014.12.20累增水量15321m3，平均單井壓降6Mpa，平均單井增水7660m3，有效期264天。 （三）管理方面好的做法1 優(yōu)化施工方案，采取一井一策制根據(jù)不同的井，從巖性、連通性、作業(yè)井史、壓降資料、歷次注水狀況等因素，綜合分析欠注原因，準(zhǔn)確判斷主要污染類(lèi)型，針對(duì)不同的污染應(yīng)用相適宜的工藝技術(shù)，根據(jù)殘余重油污染、泥漿污染、擠堵污染、水質(zhì)結(jié)垢及細(xì)菌污染、壓井液污染等污染類(lèi)型，選擇相適應(yīng)的活性有機(jī)酸、緩速酸、氧化深穿透、自生酸增

29、注等酸液體系，增注效果明顯提高。2 酸化措施前移，確保施工效果對(duì)于作業(yè)過(guò)程中存在明確污染，如泥漿注灰污染、重油污染的注水井，采取酸化措施前移，即投注前先實(shí)施增注措施，達(dá)到安全施工，有效保護(hù)分注管柱的目的?？ǚ庾⑺飧羝髯怛?yàn)封合格后，對(duì)于欠注井，投注前先進(jìn)行酸化措施，因?yàn)榭ǚ庾鳂I(yè)后注水目的層已充分放壓，壓力低，提前進(jìn)行酸化施工，施工中泵壓不會(huì)上升很高，降低了管柱、封隔器失效風(fēng)險(xiǎn)，延長(zhǎng)封隔器有效期，提高施工成功率。3增注前驗(yàn)封驗(yàn)管，施工中控制壓差，提高分層增注工藝成功率隨著精細(xì)注采調(diào)整，卡封分注井逐年增多，為確保卡封井的順利施工，每一口卡封井施工前三天，對(duì)注水管柱及封隔器驗(yàn)封，發(fā)現(xiàn)注水管柱密封不嚴(yán)，存在竄漏的井需換封作業(yè)后再實(shí)施；在酸化過(guò)程中為保證卡封管柱完好，在保證酸液質(zhì)量合格的前提下，合理控制油套壓差小于25MPa，水泥車(chē)操作平穩(wěn)，抵擋低排量泵入。4 加大對(duì)無(wú)效井分析，提高增注效果針對(duì)酸化無(wú)效井，加大措施分析力度，每一口酸化井失敗后，組織全室人員認(rèn)真總結(jié)分析，從巖性、作業(yè)井史、壓降資料、注水歷史、施工情況、酸后現(xiàn)狀等，認(rèn)真分析，根據(jù)各種曲線分析失敗原因，針對(duì)地質(zhì)分析油水井連通良好，對(duì)應(yīng)油井明確，