论文部分内容阅读
摘要：针对近年来渤海P油田压裂充填井未能遵循无因次采油采液指数曲线的特征，产液量快速下降的矛盾，油田项目队创新性提出大排量挤注解堵措施，大排量挤注解堵具有费用低、无返排的优势。目前仍有部分措施井未见效，急需找出该方法的解堵机理用以指导后期措施选井。本文通过文献调研、动静态数据分析整理并结合解堵力学计算，分析出措施的解堵机理并制定选井原则。为下一步大排量挤注解堵选井和实施提供指导。
关键词：大排量挤注解堵；解堵机理；选井原则
1 大排量挤注解堵效果总结及评价
针对P油田套管井出现产量持续下降的情况，油田生产油藏项目队自2017起采用油井大排量挤注作业，首次选取措施井A01ST1试验，取得良好的增油效果，初期增油25方/天。截止2018年共实施15井次，其中见效12井次，累增油1.08万方。针对该措施亟待开展解堵机理研究，为提高增油效果，措施的全油田推广及确定选井原则提供理论依据。措施效果汇总见表1，以措施后比采油指数为依据，利用离差标准化方法（公式1）进行归一化处理，进一步评价措施效果，结果见表2。
2解堵机理分析及力学分析
2.1解堵机理分析
通过措施过程及效果影响因素分析，认为大排量挤注解堵存在两方面解堵效果：
1.冲洗油管[1]。油田部分油井在产液量剖面测试（图1）后产液量回升，分析认为随着生产的进行油管内壁附着油泥等杂质（图2），增大了油管中沿程摩阻。大排量挤注可高速冲洗井口至循环滑套出油管，减少油管粗糙度，减小沿程摩阻，提高产液量。
2.冲洗筛管及近井地带[2]。大排量挤注扰动筛管和近井地带微粒聚集状态（图3），改善表皮系数，压力充足的主力层潜力得以释放，提升产能。
2.2力学分析
措施作业时，清水流经油管，从循环滑套进入套管，通过顶部封隔器后挤入地层，达到清洁井筒和解除近井地带污染的目的。作用在地层上的实际压差为采油树油压与静水柱压力之和减去沿程损失与地层实际压力之和。
静水柱压力为管柱中液体密度与油层垂深和重力加速度的乘积：
地层压力采用PL19-3油田地层压力预测通式：
沿程损失为油管管损、7寸套管管损、5寸套管管损、顶封管损、循环滑套嘴损之和：
其中管损的计算公式如下：
λ：沿程阻力系数[3]，无量纲。λ有四种值，需要根据Re值来决定选用，计算公式见表3。
Re：雷诺数，定义为惯性力与粘性力的比，表达式为 ，其中
ρ：流体密度，单位 ；
μ：流体动力粘度，单位 ；
ν：流体运动粘度， ；
v：平均流速， ；
d：管子内径，m。
嘴损的计算公式如下：
将各项参数代入公式
计算最终作用在地层的实际压差，将结果统计至表4。
通过计算可知：
1.大排量挤注解堵效果的好坏主要取决于作用到地层的最终压差。
2.为确保见效，最终作业压差应保证在800Psi以上。
3.作业排量与是否见效未见明显联系。
3 选井原则
结合措施效果分析指定选井原则：
1.主力层（5米以上）厚度占比越高井，解堵效果较好，建议主力层厚度占总油层厚度的70%以上；
2.油井主力层压力不亏空，全井段如果存在亏压层，建议小于300psi；
3.含水高油井优先实施；
4.污染程度高，與理论比采油指数差异大井优先实施。
结论与认识
通过本次研究得到以下认识：
1.油田创新实践大排量挤注解堵取得良好效果，增油效果明显；
2.大排量挤注解堵可改善油管粗糙度和表皮系数，提升产能；
3.实施过程中提高挤注压力有助于获得更好效果，见效井中最低解堵作用力为800psi。
参考文献：
[1]郭富凤，赵立强，刘平礼，等.水平井酸化工艺技术综述[J].断块油气田，2008，15（1）：117-120.
GuoFufeng，Zhao Liqiiang，Liu Pingli，et al.Overview of acidizing technology of horizontal well[J].Fault-Block Oil and Gas Field，2008，15（1）：117-120.
[2]Julio Estuardo Vasquez.Water Control while Acidizing：Case Histories and Lessons Learned After More than 2000 Well Interventions[J].OTC24302，2013.
[3]Roberto Arangath，Jean Felix Obamba，Pedro M.Saldungaray，et al.Stimulating High-Water-Cut Wells：Results From Field Applications[J].SPE-99419，2006.
作者简介：
白冰（1986—），男，工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事渤海油田油水井开发工作。
关键词：大排量挤注解堵；解堵机理；选井原则
1 大排量挤注解堵效果总结及评价
针对P油田套管井出现产量持续下降的情况，油田生产油藏项目队自2017起采用油井大排量挤注作业，首次选取措施井A01ST1试验，取得良好的增油效果，初期增油25方/天。截止2018年共实施15井次，其中见效12井次，累增油1.08万方。针对该措施亟待开展解堵机理研究，为提高增油效果，措施的全油田推广及确定选井原则提供理论依据。措施效果汇总见表1，以措施后比采油指数为依据，利用离差标准化方法（公式1）进行归一化处理，进一步评价措施效果，结果见表2。
2解堵机理分析及力学分析
2.1解堵机理分析
通过措施过程及效果影响因素分析，认为大排量挤注解堵存在两方面解堵效果：
1.冲洗油管[1]。油田部分油井在产液量剖面测试（图1）后产液量回升，分析认为随着生产的进行油管内壁附着油泥等杂质（图2），增大了油管中沿程摩阻。大排量挤注可高速冲洗井口至循环滑套出油管，减少油管粗糙度，减小沿程摩阻，提高产液量。
2.冲洗筛管及近井地带[2]。大排量挤注扰动筛管和近井地带微粒聚集状态（图3），改善表皮系数，压力充足的主力层潜力得以释放，提升产能。
2.2力学分析
措施作业时，清水流经油管，从循环滑套进入套管，通过顶部封隔器后挤入地层，达到清洁井筒和解除近井地带污染的目的。作用在地层上的实际压差为采油树油压与静水柱压力之和减去沿程损失与地层实际压力之和。
静水柱压力为管柱中液体密度与油层垂深和重力加速度的乘积：
地层压力采用PL19-3油田地层压力预测通式：
沿程损失为油管管损、7寸套管管损、5寸套管管损、顶封管损、循环滑套嘴损之和：
其中管损的计算公式如下：
λ：沿程阻力系数[3]，无量纲。λ有四种值，需要根据Re值来决定选用，计算公式见表3。
Re：雷诺数，定义为惯性力与粘性力的比，表达式为 ，其中
ρ：流体密度，单位 ；
μ：流体动力粘度，单位 ；
ν：流体运动粘度， ；
v：平均流速， ；
d：管子内径，m。
嘴损的计算公式如下：
将各项参数代入公式
计算最终作用在地层的实际压差，将结果统计至表4。
通过计算可知：
1.大排量挤注解堵效果的好坏主要取决于作用到地层的最终压差。
2.为确保见效，最终作业压差应保证在800Psi以上。
3.作业排量与是否见效未见明显联系。
3 选井原则
结合措施效果分析指定选井原则：
1.主力层（5米以上）厚度占比越高井，解堵效果较好，建议主力层厚度占总油层厚度的70%以上；
2.油井主力层压力不亏空，全井段如果存在亏压层，建议小于300psi；
3.含水高油井优先实施；
4.污染程度高，與理论比采油指数差异大井优先实施。
结论与认识
通过本次研究得到以下认识：
1.油田创新实践大排量挤注解堵取得良好效果，增油效果明显；
2.大排量挤注解堵可改善油管粗糙度和表皮系数，提升产能；
3.实施过程中提高挤注压力有助于获得更好效果，见效井中最低解堵作用力为800psi。
参考文献：
[1]郭富凤，赵立强，刘平礼，等.水平井酸化工艺技术综述[J].断块油气田，2008，15（1）：117-120.
GuoFufeng，Zhao Liqiiang，Liu Pingli，et al.Overview of acidizing technology of horizontal well[J].Fault-Block Oil and Gas Field，2008，15（1）：117-120.
[2]Julio Estuardo Vasquez.Water Control while Acidizing：Case Histories and Lessons Learned After More than 2000 Well Interventions[J].OTC24302，2013.
[3]Roberto Arangath，Jean Felix Obamba，Pedro M.Saldungaray，et al.Stimulating High-Water-Cut Wells：Results From Field Applications[J].SPE-99419，2006.
作者简介：
白冰（1986—），男，工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事渤海油田油水井开发工作。