高凝油开采工艺技术PPT.pptVIP

2004年以前深井压裂加砂量小、成功率较低，2004年后攻克了深层潜山变质岩大型压裂难题，单井平均加砂量从20.5m3↗38.4m3，最大达到80m3。施工成功率从63%↗94% 。 1、油井措施工艺的发展 第一阶段：油井产能建设阶段，主要以油井补层、提液措施为主。 第二阶段：随油藏地层能量下降，储层伤害现象增加；同时提液造成油井出砂加剧、含水上升迅速，此阶段油井措施以解堵、防砂、找堵水为主。 第三阶段：主力中高渗砂岩区块进入高含水期，低渗区块注水见效基础差。此阶段油井措施以有效提液、低渗压裂改造为主。 （四）措施工艺 使用复合交联高温压裂液，适用温度90-140 ℃，保证耐高温强携砂性能。 在前置液中低砂比(一般在10%左右)分段加入100目粉砂。封堵天然微裂隙及主裂缝两侧的微裂缝，降低压裂液滤失。 携砂液中分段加入原胶段塞补充携砂过程压裂液的滤失；变台阶式加砂为坡阶式加砂，增加砂浆运移平稳性，避免砂堵。 抗砂堵工艺 降滤失工艺 抗高温工艺 2、深层潜山变质岩大型压裂技术 （四）措施工艺 2003-2008年老井压裂措施效果统计表 25658 29 2008年 年度 2003年 2004年 2005年 2006年 2007年 2009年 井数（口） 17 37 33 30 30 22 增油(吨） 7317.2 25707 17236 27880 19507 12512 （四）措施工艺 3、热压裂工艺 热基压裂液 压裂液温度80℃～85℃ 破胶温度 ＜40℃ 选用液体胍胶 高温稳定剂 入井温度超过75℃，井底温度保持在60℃以上 热压裂解决了冷伤害，在曹台低潜山近年来实施了3口井，单井最大加砂量达到80m3。累增油2431吨。 （四）措施工艺 溶剂：混合苯与 水乳化形成 溶剂酸解堵技术 该技术解决冷伤害，年实施超过40井次，有效率83％以上，实现增油超过11000吨。 酸液：无机酸 洗油破乳和溶解胶质、沥青质 对有机沉积物有润湿、渗透、分散直至剥离等作用 解除机杂、岩石碎屑造成的无机堵塞 防止酸液与原油接触， 避免形成二次污染 4、油井解堵工艺 （四）措施工艺 * * * * * 高凝油开采工艺技术 汇 报 提 纲 一、基本概况 二、开采过程中遇到的配套工艺问题 三、配套工艺技术及应用 一、基本概况 1971年发现 1986年开发 动用含油面积： 83.64km2 动用地质储量：19191.33×104t 可采储量：4559.37×104t 标定采收率：23.76% 油藏埋深：-1350～-3720m 静安堡油田 高凝油油田 构 造 位 置 图 边台油田 E2S3 E2S4 Pt Ar 综合柱状图 静北潜山 安1-安97潜山 东胜堡潜山 沈95块 沈84-安12块 高凝油油田储量面积图 边台潜山 静35块 高凝油田主要含油区块分类 中高渗（沈84-安12块） 高凝油 油田 砂岩油藏 中低渗（沈95块、静35块、257砂岩） 碳酸盐岩 油藏 中深层（静北潜山、沈259、沈253） 深 层（沈625潜山、沈257潜山） 变质岩 油藏 较强底水（东胜堡潜山） 弱底水（安1-安97潜山、边台潜山、沈628块） 潜山 油藏 N：9161.2×104t N：10030.13×104t N：19191.33×104t N：6374×104t N：2787.2×104t N：1791.71×104t N：3601.42×104t N：1509×104t N：3128×104t N：5393.13X104t N：4637×104t 　 高凝油具有以下四个特点： (1)含蜡量高，一般为30～45％，最高达53.52％。 (2)凝固点高，一般为42℃以上，最高达67℃。 (3)析蜡点高，一般为54～61℃。 (4)蜡熔点高，一般为58～75℃。 油品性质特殊 高凝油区块油品性质表 　 　 　 　 　 　 66 60 34.2 47.6 边台潜山 　 　 　 　 　 　 67 61 34.7 50.3 安1-安97 潜山 63-70 52-61 37.2-42.6 45－51 沈257 潜山 64 58 30.3 44 东胜堡 潜山 变质岩油藏 59-63 61 37.7 45 沈253 潜山 57-61 54 35.2 46 前2块 56-65 52-60 32.2-43.9 42-46 沈625 潜山 69 63 37-38.5 54 沈95块 80 74 35.5 60 静北 潜山 碳酸盐岩油藏 58-62 54-58 32.6 45 沈84- 安12块 砂岩 油藏 蜡熔点 (℃) 析蜡 温度