CN104074496A - 高压井保护油层修井作业方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种高压井保护油层修井作业方法，包括以下步骤：第一步，配制好油层保护液和准备好确定密度的卤水压井液；第二步，从油井套管反循环注入油层保护液至井筒中油管底部；第三步，继续注入油层保护液，使油层保护液向油层段挤入；当现场油层保护液注入完毕时，继续使用卤水压井液挤注，当井筒中油层保护液后端达到油层段顶部100m-200m时，开始缓慢打开油管出口，开始进行卤水压井液循环压井；第四步，修井作业：当卤水压井液在井筒中循环1.3倍井筒容积后，观察井口压力，在井口无压力、无溢流的情况下压井结束，开始正常修井作业。针对油田高压井，本发明方法实现低成本修井作业并保护油井产能。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田修井作业过程中保护油层的方法,特别是一种高压井“隔离法”保护油层修井作业方法。
背景技术
目前，在石油行业中修井作业是维持油井正常生产的必要手段。为保证修井作业过程中施工安全和保护油层，目前通常采取的方法是：全井筒使用具有保护油层作用的修井液来平衡地层压力，并起到保护油层作用，避免油井减产。采用常规方法其优势为：全井筒使用一种油层保护液，操作简单,如图1所示；不足之处是油层保护液的应用成本高。如密度范围在1.2g/cm3-1.4g/cm3之间保护油层效果好的高密度甲酸盐压井液，其价格在2000元/m3-5000元/m3，成本昂贵而应用受限；而同等密度不保护油层的常规卤水压井液成本只有200元/m3-1000元/m3之间，由于其成本低廉而现场应用较多，但是由于卤水压井液成分主要为氯化镁、氯化钙等，该成分与油层流体极易不配伍而结垢，从而导致油井污染而减产。
因而针对高压井修井作业过程，应用低成本的保护油层工艺技术是现场急需解决的问题。
发明内容
针对上述现有技术存在的缺陷，本发明要解决的技术问题是提供一种高压井保护油层修井作业方法，降低高压井修井作业保护油层的成本，配套低损害油层保护液体系，以较低的成本实现修井作业过程对储层的保护。
为解决上述技术问题，本发明高压井保护油层修井作业方法包括下述步骤：
第一步，准备工作：按照作业井油层厚度配制好油层保护液，油层保护液体积数量与油层厚度正相关，油层厚度20m-50m时对应油层保护液用量为10m3-20m3；另根据油层压力系数值准备好确定密度的卤水压井液，用量为井筒容积的1.3倍-1.5倍；卤水压井液密度值为在油层压力系数值上附加0.05g/cm3-0.10g/cm3；
第二步，注入油层保护液：作业时打开作业井油管出口，通过一台水泥泵车从油井套管反循环注入油层保护液，当井筒油套环空中油层保护液前端到达井筒中油管底部位置时，关闭油管出口；
第三步，挤注油层保护液：继续注入油层保护液，使油层保护液向油层段挤入；当现场油层保护液注入完毕时，继续使用卤水压井液挤注，当井筒中油层保护液后端达到油层段顶部100m-200m时，注意开始缓慢打开油管出口，开始进行卤水压井液循环压井；以避免卤水压井液接触油层而污染油层；
第四步，修井作业：当卤水压井液在井筒中循环1.3倍井筒容积后，观察井口压力，在井口无压力、无溢流的情况下压井结束，开始正常修井作业。
上述油层保护液的组分及含量为：水92.5%-97.7%、氯化钾2%-7%、阴离子表面活性剂0.3%-0.5%，所有百分数为重量百分数，其中氯化钾的纯度在95%以上，阴离子表面活性剂为烷基磺酸盐类阴离子表面活性剂。
上述油层保护液密度在1.02g/cm3-1.05g/cm3之间。
上述卤水压井液为以氯化镁溶液为主的盐田产盐后副产物，其密度在1.20g/cm3-1.27g/cm3之间；或以氯化钙溶液为主的工业碱厂副产物，其密度在1.28g/cm3-1.40g/cm3之间。
与现在技术方案相比，本发明高压井保护油层修井作业方法，通过改变作业方式，降低了高压井修井作业保护油层的成本，主要表现在两个方面：
一是油层保护液用量少且具有保护油层作用。如通常一口3000米深的作业井需使用油层保护液用量为50m3-60m3，采用本发明方法后，修井作业使用油层保护液用量为10m3-20m3。仅为常规作业使用油层保护液用量的1/3-1/5。另外本发明方法避免了“卤水”压井液与地层的接触而造成油气层污染，同时油层保护液本身不含二价离子成分而与地层流体配伍，同时添加表面活性剂，具有防止水敏、水锁损害的特点；采用本发明方法作业后油井产量恢复率在95%以上。
二是本发明方法采用的油层保护液和卤水压井液成本低廉。以单口井需要60m3密度1.40g/cm3修井液为例，若使用该密度甲酸盐压井液其单价为5000元/m3，总计30万元/井。本发明方法只需用低密度油层保护液15m3作为段塞（单价300元/m3），加上卤水压井液70方（单价900元/m3）就可完成作业，两种液体总体费用为6.75万元/井。与60m3密度1.40g/cm3的甲酸盐压井液费用下降75%。
附图说明
图1是常规压井方法示意图；
图2是本发明高压井保护油层修井作业方法原理示意图；
图3是本发明高压井保护油层修井作业方法示意图；
图4是本发明实例1井作业后开井产能恢复曲线；
图5是本发明实例2井作业后开井产能恢复曲线；
图6是本发明实例3井作业后开井产能恢复曲线。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步详细说明。
本发明高压井保护油层修井作业方法所采用油层保护液和卤水压井液所需组分均为工业用品，可自市场购置。
通过改变目前修井作业采用全井筒使用单一流体的方式，本发明高压井保护油层修井作业方法，在油层井段使用具有保护油层的修井液段塞，在油层井段以上部分使用常规压井液的新方式，实现以应用较低成本的压井液达到修井作业过程对保护油层的目的。
如图1所示，常规压井方法，是使用卤水等单一流体将整个作业井井筒充满，以平衡地层压力，存在污染地层的风险。
而本发明高压井保护油层修井作业方法，又称“隔离法”保护油层修井作业方法，则是在储层部位打入油层保护液“段塞”，起到处理和保护储层、隔离卤水与地层接触。既实现的保护储层的目的，又降低现场应用成本。
其原理为：对于部分高压井（地层压力系数大于1.07）修井作业，所需压井液密度一般在1.2g/cm3-1.4g/cm3之间，才能保持整个作业井井筒液柱压力与地层压力的平衡。若仅在井筒下部注入低密度油层保护液，而上部注入常规高密度压井液，则由于密度差原因容易造成油层保护液与常规压井液混合、井筒液柱压力下降等问题，导致储层污染或压井失败。但如果将作业井井筒和储层联系起来看成一个大的“U型管”，在“U型管”的底部（近井壁油层内）注入少量的低密度液体（为节约成本，密度一般小于1.05g/cm3），在井筒中注入常规低成本高密度压井液（如卤水），这对井筒压力系统的影响就减少。同时又巧妙的隔离开高密度压井液和地层流体的直接接触，最大程度减轻卤水等高密度压井液与油层不配伍而造成的油层损害，变被动伤害为主动保护。具体原理如图2所示。
本发明中使用的低密度流体，是在作业前根据储层的敏感性，针对性的进行油层保护性能优化，使其成为具有防垢、防膨、减轻水锁等功能的油层保护液。该工艺油层保护液密度低，在1.02g/cm3-1.05g/cm3之间；而且用量少，一般在10m3-20m3之间。
该工艺中在上部井筒使用密度为1.20g/cm3-1.40g/cm3的卤水压井液，该卤水压井液是盐田产盐副产物或碱厂的副产物，相比同密度的甲酸盐压井液，成本大幅度降低。
本发明所用卤水压井液，主要有两种：一种是盐田产盐后的副产物，成分以氯化镁溶液为主，密度在1.20g/cm3-1.27g/cm3之间。第二种为液钙压井液，是工业碱厂的副产物，成分以氯化钙溶液为主，密度在1.28g/cm3-1.40g/cm3之间。可以根据高压井的压力系数，按照井控要求选择合适密度的卤水或液钙压井液。单井用量根据现场具体情况，一般为空井筒容积的1.3-1.5倍。使用前应过滤，尽可能保证卤水的洁净。
本发明所用油层保护修井液配方为：水92.5%-97.7%、氯化钾2%-7%、阴离子表面活性剂0.3%-0.5%，所有百分数为重量百分数。其中氯化钾为市售纯度在95%以上的工业氯化钾，阴离子表面活性剂为市售烷基磺酸盐类阴离子表面活性剂。密度在1.02g/cm3-1.05g/cm3之间；用量按照油层厚度不同而异，一般为10m3-20m3（对应的油层厚度为20m-50m）。主要性能如表1:
表1油层保护液性能要求表
| 性能 | 指标 |
| 密度，g/cm3 | ≥1.02 |
| 岩心粉膨胀降低率，% | ≥50 |
| 表面张力，mN/m | ≤35 |
| 渗透率恢复值，% | ≥85 |
如图3所示，本发明高压井保护油层修井作业方法工艺步骤包括：
第一步，准备工作：按照作业井油层厚度配制好油层保护液，油层保护液体积数量与油层厚度正相关，一般油层厚度20-50m时对应油层保护液用量为10m3-20m3；另根据油层压力系数值准备好确定密度（密度值为在油层压力系数值上附加0.05g/cm3-0.10g/cm3）的卤水压井液，用量为井筒容积的1.3-1.5倍。
第二步，注入油层保护液：作业时打开作业井油管出口，通过一台水泥泵车从油井套管反循环注入油层保护液，当井筒油套环空中油层保护液前端到达井筒中油管底部位置时，关闭油管出口。
第三步，挤注油层保护液：继续注入油层保护液，使油层保护液向油层段挤入；当现场油层保护液注入完毕时，继续使用卤水压井液挤注，当井筒中油层保护液后端达到油层段顶部100-200m时，开始缓慢打开油管出口，开始进行卤水压井液循环压井；这样在油层部位形成了油层保护液段塞，起到隔离卤水压井液与油层接触的作用。
第四步，修井作业：当卤水压井液在井筒中循环1.3倍井筒容积后，观察井口压力，在井口无压力、无溢流的情况下压井结束，开始正常修井作业。
本发明成功试验3口井，平均恢复期2天，产量恢复率高于95%，油层保护效果明显。
实例1
一口下泵提液作业井。井深2426m，计算该井井筒容积为29.42m3，油层深度2320.9m-2346.9m，油层厚度26m，压力系数为1.15，孔隙度20.38%，渗透率15-174×10-3um2，泥质含量9.91%。
本井试验使用本发明方法，计算所需密度为1.02g/cm3油层保护液量12m3，配方为：97.7%水+2%氯化钾+0.3%阴离子表面活性剂。购买密度为1.25g/cm3的氯化镁成分的卤水压井液45m3。
修井压井作业时，备齐油层保护液及卤水压井液后，打开油井油管出口，先从套管反循环注入油层保护液12m3，泵压为6MPa，继续泵入卤水压井液6方，此时油层保护液前段达到油管底部，关闭油管出口，继续挤注卤水压井液12方，此时油层保护液段塞达到油层部位，泵压升至18-19MPa。缓慢打开油管出口，反循环20m3密度1.25g/cm3卤水压井液，这时出口压井液密度为1.25g/cm3。现场等压力扩散，井口压力为0，循环无漏失，表明压井成功而进行下步作业。
该井作业后，原油产量恢复理想，如图4所示。该井作业前日产油0.9t，水20.04m3。采用该技术修井作业12天。作业后2天液量达到115m3/d，产油达到5.0t/d。达到保护油层目的。
实例2
一口检泵作业井。井深2918.74m，计算出井筒容积33.75m3，油层深度2712.02m-2882.82m，油层厚度43m，压力系数为1.25，孔隙度16.5%，渗透率56×10-3um2，泥质含量17.6%。
本井试验使用本发明工艺，计算密度为1.02g/cm3油层保护液量15m3，配方为：92.5%水+7%氯化钾+0.5%阴离子表面活性剂。购买密度为1.35g/cm3的氯化钙成分的卤水压井液50m3。
修井压井作业时，备齐油层保护液及卤水压井液后，打开油井油管出口，先从套管反循环注入油层保护液15m3，泵压为7MPa，继续泵入卤水压井液8方，此时油层保护液前段达到油管底部，关闭油管出口，继续挤注卤水压井液15方，此时油层保护液段塞达到油层部位，泵压升至20MPa。缓慢打开油管出口，反循环20m3密度1.35g/cm3卤水压井液，这时出口压井液密度为1.35g/cm3。现场等压力扩散，井口压力为0，液面在井口，循环无漏失，表明压井成功而进行下步作业。
该井作业后，原油产量恢复理想，如图5所示。该井作业前日产油2.58t，水31m3。采用该技术修井作业10天。作业后1天液量达到29m3/d，产油达到2.98t/d。达到保护油层目的。
实例3
一口检泵提液作业井。井深2677.58m，计算出井筒容积32.45m3，油层深度2555-2596m，油层厚度19.9m，压力系数为1.20，孔隙度19.34%，渗透率108.8×10-3um2，泥质含量3.32%。
本井试验使用本发明工艺，计算密度为1.02g/cm3油层保护液量10m3，配方为：95.6%水+4%氯化钾+0.4%阴离子表面活性剂。购买密度为1.30g/cm3的氯化钙成分的卤水压井液50m3。
修井压井作业时，备齐油层保护液及卤水压井液后，打开油井油管出口，先从套管反循环注入油层保护液10m3，泵压为5MPa，继续泵入卤水压井液7方，此时油层保护液前段达到油管底部，关闭油管出口，挤注卤水压井液14方，此时油层保护液段塞达到油层部位，泵压升至16MPa。缓慢打开油管出口，反循环25m3密度1.30g/cm3卤水压井液，这时出口压井液密度为1.30g/cm3。现场等压力扩散，液面在井口，循环无漏失，表明压井成功而进行下步作业。
该井作业后，原油产量恢复理想，如图6所示。该井作业前日产油9.41t，水42.29m3。采用该技术修井作业5天。作业后第二天液量达到322m3/d，产油达到45t/d。达到保护油层目的。
Claims (4)
1.一种高压井保护油层修井作业方法，其特征是该方法包括下述步骤：
第一步，准备工作：按照作业井油层厚度配制好油层保护液，油层保护液体积数量与油层厚度正相关，油层厚度20m-50m时对应油层保护液用量为10m3-20m3；另根据油层压力系数值准备好确定密度的卤水压井液，用量为井筒容积的1.3倍-1.5倍；卤水压井液密度值为在油层压力系数值上附加0.05g/cm3-0.10g/cm3；
第二步，注入油层保护液：作业时打开作业井油管出口，通过一台水泥泵车从油井套管反循环注入油层保护液，当井筒油套环空中油层保护液前端到达井筒中油管底部位置时，关闭油管出口；
第三步，挤注油层保护液：继续注入油层保护液，使油层保护液向油层段挤入；当现场油层保护液注入完毕时，继续使用卤水压井液挤注，当井筒中油层保护液后端达到油层段顶部100m-200m时，开始缓慢打开油管出口，开始进行卤水压井液循环压井；
第四步，修井作业：当卤水压井液在井筒中循环1.3倍井筒容积后，观察井口压力，在井口无压力、无溢流的情况下压井结束，开始正常修井作业。
2.根据权利要求1所述的高压井保护油层修井作业方法，其特征是：所述油层保护液的组分及含量为：水92.5%-97.7%、氯化钾2%-7%、阴离子表面活性剂0.3%-0.5%，所有百分数为重量百分数，其中氯化钾的纯度在95%以上，阴离子表面活性剂为烷基磺酸盐类阴离子表面活性剂。
3.根据权利要求2所述的高压井保护油层修井作业方法，其特征是：所述油层保护液密度在1.02g/cm3-1.05g/cm3之间。
4.根据权利要求1所述的高压井保护油层修井作业方法，其特征是：所述卤水压井液为以氯化镁溶液为主的盐田产盐后副产物，其密度在1.20g/cm3-1.27g/cm3之间；或以氯化钙溶液为主的工业碱厂副产物，其密度在1.28g/cm3-1.40g/cm3之间。
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