雙子表面活性劑降壓增注技術(shù)

雙子表面活性劑降壓增注技術(shù)1表活劑降壓增注概述1雙子的降壓增注機(jī)理2降壓增注技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用3降壓增注技術(shù)推廣前景4報(bào)告內(nèi)容2低滲透油田產(chǎn)量方式：注水開采吸水能力差，且吸水能力不斷下降水注井能量擴(kuò)散慢，注水壓力不斷上升注水啟動壓力高，滲流阻力大表活劑降壓增注技術(shù)概述1近年來開展了解除堵塞為主的配套技術(shù)攻關(guān)，初步形成了低滲透油藏注水井系列增注技術(shù)3注水井增注措施酸化解堵化學(xué)解堵地層造縫，效果好效果好，成本低效果好，成本低處理半徑小，只能處理近井地帶為低滲透油田找到了一種新的增注方法表活劑增注效果好成本低不僅處理近井地帶堵塞還能預(yù)防地層堵塞并提高洗油效率壓裂4Ⅱ降壓增注技術(shù)原理改善油、水滲流特性，減小滲流阻力，并配套酸化等工藝措施，實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。1.抑制粘土膨脹2.降低界面張力小油滴降低殘余油飽和度降低毛管力提高水相滲透率減小邊界層，降低滲流阻力3.解除賈敏效應(yīng)4.改變潤濕性5雙子表面活性劑特點(diǎn)優(yōu)異的潤濕改變性能雙子優(yōu)勢良好的水溶性耐高溫良好的界面性能抗鹽耐酸雙子表面活性劑：一種性能優(yōu)異的表面活性劑，能夠解決水井注入壓力高、欠注嚴(yán)重的問題。

6Ⅲ降壓增注技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)場典型區(qū)塊、井例營8——DXY12-X244史深100——史更104井夏502——JDXI504-1辛68——DXX68-110面14——M14-6-X10371、區(qū)塊特點(diǎn)——現(xiàn)河史深100油藏埋深3150-3450m平均孔隙度18.5％平均滲透率13.3毫達(dá)西埋藏深、高壓、低滲、邊水不活躍的巖性油藏史深100水井總井(口)水井開井(口)日注（方/日）開分注井(口)欠注井(口)欠注水量(口)層段合格率383579001433660

史深100地區(qū)水井總井38口，水井開井35口，日配注總量1205m3/d，日實(shí)注790m3/d，平均單井日注22.5m3/d，層段合格率60%。欠注井14口，欠注水量336m3/d。史深100地區(qū)水井現(xiàn)狀表8項(xiàng)目數(shù)據(jù)項(xiàng)目數(shù)據(jù)完鉆日期完鉆井深（m）3400.0油層套管尺寸及深度139.7/3397.5m人工井底（m）3387.0油層部位套管壁厚（mm）9.17/7.72水泥塞深度3387.0射開層位沙三中1-2聯(lián)頂節(jié)方入（m）水泥返高1130.0油補(bǔ)距（m）4.19投（轉(zhuǎn)）注日期2002.6最近一次作業(yè)日期2009.9最大井斜/深度方位角特殊套管位置特節(jié)：2224.5-2227.04、3164.73-3167.27套管壁厚及深度(m)7.72:308.44-2355.82，其余為9.17史更104井基本數(shù)據(jù)史更104井油層數(shù)據(jù)層位射孔井段厚度滲透率孔隙度泥質(zhì)含量聲波時差沙三中13184.0-3190.06.0133.618.4513.783沙三中23204.0-3212.08.0333.218.244.985沙三中23215.1-3220.04.9124.415.494.478沙三中23234.4-3235.81.452.6819.032.385沙三中23237.6-3246.09.5298.6317.785.283典型井例——史更104井降壓增注實(shí)驗(yàn)9史更104井前期注水情況時間泵壓MPa套壓MPa油壓MPa日注m3/d2011.528.627.628.67措施前注水情況10作業(yè)井史分析及欠注原因分析

05年7月30日檢管增注泵壓30MPa油壓35MPa日注50m31月后，壓力不變，日注17m305年12月27日換井口后開井泵壓30MPa油壓35MPa日注15

m3

持續(xù)至2006年4月15日檢管增注上作史更104井2005年至今3次檢管增注作業(yè)2次酸化措施效果不明顯欠注問題一直沒有有效解決2007年5月31日酸化增注泵壓30MPa油壓4MPa日注39

m3，20天內(nèi)泵壓不變，油壓上升為30MPa日注33m309年9月30日酸化增注泵壓29.5MPa油壓29.5MPa日注40m34天后，泵壓、油壓沒降、日注下降到17m3泵壓油壓微變下、日注一直在10m3左右檢管增注作業(yè)：

降壓效果差有效期短、注入量不斷下降酸化作業(yè)：

降壓效果明顯壓力上升快注入量下降快有效期短11對巖石表面進(jìn)行處理解除近井污染堵塞疏通地層，恢復(fù)油井供液能力，實(shí)現(xiàn)該井的正常注水。雙子表活劑增注對該井最有效的措施12史更104界面張力潤濕性耐溫、耐鹽等雙子表活劑配伍性研究配方設(shè)計(jì)確定最佳體系雙子表面活性劑選型13注入流程

注液顴上水管線攪拌器過濾器增壓泵注入管線2011年6月18日，進(jìn)行了雙子表活性劑降壓增注施工Oilfield設(shè)備簡單、施工方便！14史更104井注入曲線2011-6-1至2011-11-23作業(yè)后效果顯著雙子表活劑體系注入后注入壓力明顯下降，注水量顯著增加，9個多月持續(xù)有效，累計(jì)注水量8,442m3

。低滲油藏史更104井，施工前日注水量7m3，油壓28.6MPa，措施效果:油壓：28.6MPa下降為21MPa，繼續(xù)下降4天后為19.5MPa，前后壓力下降了9.1MPa，降壓率為31.8%，日注水量：7m3上升為40m3，注水量增加了33m3，提高了5倍注水量！取得顯著增注效果。152、區(qū)塊特點(diǎn)——東辛營8含油層系為沙二段油藏埋深2045-2680m細(xì)粒巖屑長石砂巖為主儲層為中高滲透率具有油稠、粘土含量高的特點(diǎn)

工作區(qū)塊封閉斷塊營12-23營12-121營2營6-22井號注水層位泵壓油壓套壓日注水量配注水量日欠注欠注類型DXY12-139沙二8（2）13.313.313.10200200套管錯斷DXY12X232沙二10（8）13.315.415.20200200后期堵塞DXY12X156沙二7-913.313.312.81.7200198.3后期堵塞DXY12-142沙二7-913.313.312.80100100后期堵塞DXY6-19沙二10-1112.912.912.6458035物性差啟動壓力高DXY12-86沙二10-1113.913.913.48610014物性差啟動壓力高DXY12c94沙二10-1114.314.313.8658015物性差啟動壓力高DXY12X204沙二10-1114.114.113.68810012物性差啟動壓力高DXY12-132沙二10-1514.114.113.225.910074.1物性差啟動壓力高DXY12-124沙二10-1114.514.51484.6195.2110.6物性差啟動壓力高DXY12-196沙二15-W14.414.414.206060物性差啟動壓力高DXY12-185沙二12-1514.114.113.15813072物性差啟動壓力高DXY12X170沙二12-1514.114.113.690200110物性差啟動壓力高合計(jì)9口

544.21745.21201

營8地區(qū)水井現(xiàn)狀表營8塊開39口水井，其中13口欠注，占33.3%，欠注問題突出！單井增注施工：DXY12-X244、DXY12-X254和DXY12-X259，3井組。16Oilfield表1DXY12X244井基本數(shù)據(jù)完鉆井深（m）2321油層套管組合方式一級鉆井泥漿密度（g/cm3）1.2斜井造斜點(diǎn)（m×度）1801.5×0.92人工井底（m）2307套管1：尺寸*壁厚*深度（mm*mm*m）139.7*9.17*2321補(bǔ)心高（m）5.25最大井斜（m×度）2233.25×16.13水泥返高（m）

套管2：尺寸*壁厚*深度（mm*mm*m）

油補(bǔ)距（m）4.74特殊套管（m）1709.55-1711.76；2104.21-2106.40；固井質(zhì)量合格套管3：尺寸*壁厚*深度（mm*mm*m）基本單元代碼DXBA套管鋼級N80典型井例——DXY12X244降壓增注實(shí)驗(yàn)表2DXY12X244井油層數(shù)據(jù)層位油層井段（m）厚度(m)電測解釋實(shí)射井段（m）厚度(m)孔隙度

（%）滲透率

（10-3μm3）泥質(zhì)含量（%）備注S二10（8）2233.1/2237.84.7/1油層2233.1/2237.84.7/1

22.9110.4

17.3已射S二10（9）2240.6/2241.81.2/1油層2240.6/2241.81.2/1

21.36927

已射17該井2011年2月14日酸化轉(zhuǎn)注，初期油壓13.1MPa。日注50m3。一周后注水量下降為0m3。后上增壓泵18MPa日注30m3左右。3、前期注水情況

措施前注水情況18施工目的

雙子BECDA清洗近井地帶污染物提高基質(zhì)滲透率清除近井地帶殘余油提高水相滲透率改變油層潤濕性19雙子表活劑的現(xiàn)場應(yīng)用營12-X244井注入曲線2011-8-1至2012-3-12作業(yè)后效果顯著20作業(yè)后效果顯著措施前：油壓18MPa，日注30m3措施后：油壓：18MPa下降為9MPa，日注量上升為82m3，注水后壓力持續(xù)下降，11天后降為6MPa，壓力下降了12MPa，降壓率為66.7%。日注量：30m3上升為87m3，注水量增加了57m3，提高了3倍注水量，取得顯著增注效果。目前注水壓力11.5MPa,日注水量上升為95m3。

13個月持續(xù)有效，累計(jì)注水量31000m3，雙子表活劑體系增注后效果十分顯著！21作業(yè)后效果顯著措施前措施后配注增注水量(倍數(shù))降壓率井號壓力（MPa)注水量(m3)壓力（MPa)注水量(m3)Dxy12x254140194809492.8%Dxy12x25918251.596803.890%Dxy12x244183069580366.7%三口井的有效期分別為14個月、8個月和13個月，累計(jì)注水量分別為40598

m3、16000m3和31000m3，效果十分顯著！223、區(qū)塊特點(diǎn)——臨盤夏502油藏埋深3400多米平均孔隙度13.7%平均滲透率4.2毫達(dá)西埋藏深、高壓、低滲、邊水不活躍的巖性油藏史深100夏502塊為油田典型的低孔、特低滲的欠注區(qū)塊！該塊的注水壓力為27MPa，18口注水井只有2口正常注水，特別是新投產(chǎn)的503沙四油層，3口注水井投產(chǎn)即注不進(jìn)。單井增注施工：JDXI504-1、510-X7和510-x4，3井組。23典型井例——JDXI504-1降壓增注試驗(yàn)序號層位油層井段(m)實(shí)射井段(m)厚度(m)滲透率(X10-3μm2)孔隙度(%)泥質(zhì)含量(%)14沙三下3268.6-3291.33273.4-3275.42.025.53213.35510.9623276.0-3278.02.03278.6-3280.41.83281.0-3288.07.03288.6-3291.02.4目前井別完井日期投產(chǎn)日期轉(zhuǎn)注日期完鉆井深（m）固井質(zhì)量注水井2004.6.212004.8.172006.6.303454.0合格原人工井底(m)目前井底(m)聯(lián)入(m)造斜點(diǎn)(m)最大斜度(o)所在深度(m)3426.313426.315.057.5603260.86套管程序套管外徑（mm）套管內(nèi)徑(mm)下入深度(m)壁厚(mm)鋼級耐壓（MPa）水泥返高(m)1139.7121.36438.389.17N8063.420852139.7124.262947.157.72N8053.33139.7121.363439.959.17N8063.4套損類型套損位置套損描述魚頂魚頂描述無無無無無JDXI504-1基本數(shù)據(jù)JDXI504-1油層數(shù)據(jù)24措施前注水情況JDXI504-1前期注水情況時間泵壓MPa套壓MPa油壓MPa日注m3/d2011.1126.525.526.51作業(yè)井史分析及欠注原因分析

此井在2007.9.23和2011.9.10進(jìn)行了2次酸化增注

2011年9月10日酸化增注，開注初期，泵壓油壓皆為26MPa，日注28m3；10月30日油壓26.5MPa，日注量下降到1m3，無法注入。酸化作業(yè)：

沒有降壓效果

注水量迅速下降有效期短（<50天）25作業(yè)后效果顯著低滲油藏JDXI504-1，施工前日注水量1m3，油壓26.5MPa，措施效果:日注水量：1m3上升為26m3，60天后注水量增加為33m3，取得顯著增注效果。目前注水量為25m3。26作業(yè)后效果顯著井號措施前措施后配注m3增注水量(倍數(shù))有效期月累增注m3降壓率壓力MPa注水量m3壓力MPa注水量m3504-126.5125333033>1781606%510-x726115363036>7678442%510-x426121333030>6321219%夏502塊實(shí)施效果對比雙子表活劑雙子表活劑JDXI510-X7增注效果JDXI504-1增注效果274、區(qū)塊特點(diǎn)——東辛辛68辛68斷塊構(gòu)造含油面積圖含油面積2.88km2

地質(zhì)儲量837x104t可采儲量217.6x104t采收率25.9%空氣滲透率459×10-3μm2地面原油密度0.944g/cm3原油粘度：地面(800.6-8500)

mpa.s；地下（13-66mpa.s）油層原始壓力21.3-23.34Mpa壓力系數(shù)1.0飽和壓力5.7Mpa油藏類型：斷塊油藏綜合來說，辛68沙二1-14單元是一個典型的多油層、中高滲、常溫、常壓、低飽和、稀稠間互，以稠油為主的復(fù)雜斷塊油藏。28辛68斷塊目前開注水井20口，其中欠注8口，欠注比例40%。欠注井中受油稠影響井共7口，占總欠注井的87.5%。稠油欠注——開展雜雙子降壓增注技術(shù)4、區(qū)塊特點(diǎn)——東辛辛68序號水井井號層位泵壓油壓套壓日注能力日配注欠注原因1DXX33-32ES27-ES29141402850油稠2DXX68X129ES28-ES29131312030油稠3DXX68-110ES2A-ES2A141413.7060油稠4DXX68N28ES2A-ES2C1313121030油稠5DXX68X117ES2B-ES2C131312.23280油稠6DXX68-27ES27-ES27141414020油稠7DXX68X105ES2B-ES2D13.513.512.250/5050/33油稠8DXX109-29ES2C-ES2E131312100/50101/13堵塞原因分析：受油稠影響，流體流度低（<10），地層啟動壓力高，水井注不進(jìn)；29問題：油稠欠注，常規(guī)酸化增注效果差，有效期短酸化思路剝離油膜解除地層結(jié)垢解除地層泥質(zhì)堵塞化學(xué)劑油層清洗劑前置液+膠束劑主體酸+膠束劑5%用量10方10方20方

常規(guī)酸化施工壓力由22MPa降至16MPa,初期日注50方/天，但有效期僅22天。低效原因分析：原因一是受油稠影響，液流阻力大，驅(qū)替壓差高；二是近井地帶存在死油堵塞孔喉，降低了滲透率。而常規(guī)增注未充分考慮稠油油層的滲流特點(diǎn)，針對性不足，導(dǎo)致增注效果差。層位ES271，地下原油粘度63mpa.s4、區(qū)塊特點(diǎn)——東辛辛68304、區(qū)塊特點(diǎn)——東辛辛68深層稠油降壓增注、改善水驅(qū)開發(fā)效果技術(shù)思路第一步通過雜雙子+酸化，擴(kuò)大處理半徑，提高近井地帶滲流能力，減少近井地帶壓降幅度，解決注得進(jìn)的問題；第二步從改善稠油油藏滲流能力考慮，通過活性水驅(qū)提高流動能力，降低驅(qū)替壓差，提高驅(qū)替效率，從而提高水驅(qū)采收率。1.增溶油降低粘度2.降低界面張力大油滴小油滴提高水相滲透率，降低注入壓力

3.解除賈敏效應(yīng)4.改變潤濕性雜雙子降壓注水原理31井組對應(yīng)油井見效情況沙二10-11井網(wǎng)圖兼兼兼兼兼兼兼兼老油井老水井新油井新水井合采井分注井完鉆水平井鉆投新油井鉆投新水井Y12X254Y12X244Y12-116Y12X198Y12C75Y12X226Y12X243Y12C97Y12X236Y12-79Y12X223Y12X25912.2611.58.27實(shí)施后，井區(qū)對應(yīng)8口油井平均動液面回升54米，日油由9.7噸上升到15.3噸，含水由82.6%下降到73.8%，見到良好效果。在營8沙二10稠油油藏開展降壓增注試驗(yàn)典型井例——DXX68-110降壓增注試驗(yàn)完鉆井深(m)2440.00油層套管(m)139.7*7.72*2430.5水泥返高(m)1266.00人工井底(m)2411鉆井泥漿密度（g/cm3）1.3補(bǔ)心高(m)5.25油補(bǔ)距(m)4.63基本單元代碼DX8X特殊套管（m）1895.46-1897.7套管接箍(m)2361.25，2371.17，2380.78DXX68-110基本數(shù)據(jù)序號層位油層井段(m)電測解釋實(shí)射井段（m）厚度(m)孔隙度

（%）滲透率

（10-3μm3）泥質(zhì)含量（%）備注1沙二10（1）2332.3/2333.9水淹層2332.9/2333.91.6/124.2136.614.6已射2沙二10（3）2340.5/2341.6含油2340.5/2341.61.1/122.2119.826.8已射3沙二10（3）2342.8/2344.1水淹層2342.8/2344.11.3/124.1105.414已射4沙二10（4）2351/2352.8水淹層2351/2352.81.8/120.957.114.3已射5沙二10（5）2357.9/2360.6水淹層2357.9/23602.1/125.3353.65.7已射6沙二10（7）2378.4/2382.4水層2378.4/23801.6/123.5196.83.8已射已封待二補(bǔ)7沙二11（1）2392.9/2394.4水層2392.9/2394.41.5/1

待射8沙二11（1）2396.5/2401DXX68-110井油層數(shù)據(jù)措施前注水情況DXX68-110井前期注水情況時間泵壓MPa套壓MPa油壓MPa日注m3/d2013.5140140該井2012年12月19日酸化解堵，措施后泵壓=油壓14MPa，日注50m3。20天后注水量下降為0m3，酸化效果差。典型井例——DXX68-110降壓增注施工目的

減少水膜阻力清洗近井地帶污染物解除賈敏效應(yīng)雙子表活劑95m314MPa2MPa雙子表活劑的現(xiàn)場應(yīng)用作業(yè)后效果顯著0m3典型井例——DXX68-110降壓增注措施前：油壓14MPa，日注0m3措施后：油壓：14MPa下降為2MPa，日注量上升為95m3，降壓率為84.7%。日注量：0m3上升為95m3，取得顯著增注效果。目前注水壓力4.7MPa,日注水量上升為95m3。2013年二季度辛68單元水井降壓增注井號措施前措施后增注水量(倍數(shù))有效期月降壓MPa壓力（MPa)注水量(m3)壓力（MPa)注水量(m3)DXX131-X95.7500.91002仍有效4.8DXX68-11014029898仍有效12DXX68-10110554.5701.5仍有效5.5DXX68-491410581501.5仍有效6DXX33-3214011.59494仍有效2.55、區(qū)塊特點(diǎn)——清河面14塊北部斜坡帶廣北區(qū)南部斜坡帶東區(qū)主體構(gòu)造帶西區(qū)主體構(gòu)造帶北區(qū)八面河油田開發(fā)區(qū)塊分布圖主體構(gòu)造帶南區(qū)面14區(qū)北塊流體性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表層系地面原油密度原油粘度mPa·s凝固點(diǎn)

（oC）含硫

（％）地層水總礦化度(mg/l)水型油藏埋深（m）原始地層壓力(MPa)地面地下沙三上0.9412383232.211.9627929CaCl2106510.69沙三中0.9402332226.3-82.0327857CaCl2110510.79沙四段0.91847812.5-3.529935CaCl2123012.10北塊縱向主力小層：孔隙度范圍：23.9～34.5%滲透率范圍：75～1390×10-3μm2平均滲透率：677×10-3um2滲透率級差：18.5清河采油廠下步開發(fā)的重點(diǎn)層位39沙四段為濱淺湖灘壩沉積，主要發(fā)育砂壩、灘砂沉積微相。砂巖厚度一般在2-6m，分布較穩(wěn)定。除了4.5砂組中部物性相對較好外，其他區(qū)域整體滲透率較低（<200×10-3um2）。問題：S46小層，常規(guī)酸化無效沙四段6砂組采出程度最低，但是沙四段底層能量最差，急需補(bǔ)充底層能量。40典型井例——M14-6-X103降壓增注完鉆井深(m)1376.00油層套管(m)139.7mm×9.19mm×1368.28m水泥返高(m)127.00人工井底(m)灰面：1366.58聯(lián)入(m)4.80套補(bǔ)距(m)4.55油補(bǔ)距(m)4.23生產(chǎn)層位S462井段(m)1310.8-1316.8層數(shù)2厚度(m)5.4待產(chǎn)層位井段(m)層數(shù)厚度(m)M14-6-X103基本數(shù)據(jù)M14-6-X103油層數(shù)據(jù)序號層位油層井段(m)實(shí)射井段(m)厚度(m)滲透率(X10-3μm2)孔隙度(%)泥質(zhì)含量(%)S4621310.8-1316