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新疆风城油田属于超稠油油藏,自2008年采用SAGD技术开采取得了很好的效果。但在开发的过程中也同时存在着诸多问题。一方面,由于风城SAGD水平井在钻井时使用的高密度聚磺钻井液体系,造成地层污染且形成的致密泥饼易堵塞筛管和近井地带,加大了循环预热液的处理难度,影响预热效果。另一方面,当SAGD井组转入生产阶段后,持续注入的高温、高pH蒸汽会对储层产生伤害,使得注采井间压差增大,储层及筛管堵塞。针对生产阶段产生堵塞的原因,通过储层敏感性实验、储层矿物和垢样XRD分析以及注入水和产出水的pH变化规律的综合分析,得出生产阶段造成储层的主要原因是由于蒸汽用水是重碳酸钠水型,经过加热后形成的高温、高pH值的蒸汽注入与岩石颗粒的表面接触,加之稠油储层胶结疏松、孔渗高、比表面积大,产生强烈的水岩反应,造成储层矿物的溶解、转化和转移。最终在近井及井筒内由于温度、压力、pH的变化而过饱和析出形成沉淀,造成堵塞。针对风城油田钻井液堵塞,通过聚磺钻井液体系添加剂类型和产生伤害的方式进行分析,结合室内泥饼清除实验的优选,根据现场是否进行循环预热确立了低温下先在1%过硫酸铵+1%亚硫酸钠溶液中氧化48小时,再用13.5%盐酸+1.5%氢氟酸酸化4小时解堵体系和高温下先在1%次氯酸钠溶液中氧化2小时,再用酸13.5%盐酸+1.5%氢氟酸酸化2小时的解堵体系。并通过室内流动实验,对被钻井液污染后的岩心进行了解堵评价,结果表明:通过岩心流动实验低温和高温下钻井液污染解堵体系对污染岩心的恢复率分别达到了93.58%和87.01%。针对风城油田生产阶段堵塞,根据储层矿物和垢样的全岩分析结果,依据常规酸化准则以溶蚀率为标准,确定了13.5%盐酸+1.5%氢氟酸为该区块主体酸液解堵体系并依次评价优选了渗透剂、缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂等添加剂。并通过室内流动实验,对被高温、高pH值模拟水伤害后的岩心进行了解堵评价,结果表明:通过岩心流动实验解堵体系对伤害岩心的恢复率达到了133.43%。