工艺适应性研究.doc
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采油工艺适应性研究与应用
一、油田地质特征研究
通过对油田各油组岩心进行取样，对样品的储层特征、粘土矿物组分、渗流特征、流体性质分别进行了研究，得出以下结论：
1.储层岩性以细、粉砂岩为主。
长石石英含量较高，胶结物以泥质、灰质为主，以孔隙式及孔隙—基底式胶结为主，胶结致密，砂岩颗粒次棱—次园状，分选中等—好。
表1油田储层特征研究数据表
2.储层物性属于低孔低渗
3.油田储层损害潜在因素主要是伊利石/蒙脱石有序间层遇淡水发生水化膨胀，缩小喉道，其进一步水化分散、脱落，产生细粒迁移堵塞喉道；
表2油田储层特征物性统计表
表3油田储层粘土矿物含量统计表
4.束缚水饱和度较高为31.3%，残余油饱和度为34%，原始含油饱和度为65%，两相等渗区范围很窄为29.5%，驱油效率47.3%，两相等渗点含水饱和度大50%。
5.地面原油性质具有含蜡高，凝固点高的特征。
二、油层保护液研究
为达到清洗井筒，而又不对地层造成伤害的目的，油层保护液主要考虑洗油能力、防膨性和返排能力。
因此一季度进行了清洗剂、粘土稳定剂和助排剂的评选。
1.清洗剂的评选
利用挂片试验，对收集到的清洗剂、清防蜡剂进行了洗油能力评价，不同清洗剂洗油率。
在60℃温度下，选用BZ-8清洗剂洗油率达到最好。
表5清洗剂洗油效果评价表
2.粘土稳定剂的评选
通过测定膨润土粉在粘土稳定剂溶液和水中体积膨胀增加量的方法评价防膨率，结果见。
表6粘土稳定剂防膨能力评价结果表
3.助排剂的评选
通过在洗井液中加入助排剂可大大降低洗井液的表面张力，从而提高洗井液进入地层后的返排能力，降低或避免地层伤害。
助排剂的选择一方面考虑其降低溶液表面张力的能力，另一方面要求其应用成本要低。
表7助排剂性能评价对比表
4.油层保护液配方确定
通过室内清洗剂洗油能力评价、洗井液配方性能评价、岩心流动试验评价，确定出油层保护液配方为：
1%BZ-8+0.2%XSB-919+1.5%NH4Cl+净化污水；现场应用5井次，平均恢复周期2.42天
5.油层保护管柱研究
开展了油层保护工艺管柱研究与应用，采用丢手的形式，把保护封隔器丢在井中，洗井时，球座处于密封状态，洗井液不会进入地层，减少污染。
现场应用4井次（102、24、1205、1402），平均恢复期由热洗井的6.5天降为2.5天。
三、井下、地面降粘工艺技术适应性评价研究和举升工艺配套技术研究
1.开采方式评价
通过对1705、1707井油样进行室内化验分析，可以看出解决油田开采的技术关键是加热与降粘，且以加热为主；加热后井口出油温度最低达到60度。
参考目前井下加热技术:
⑴.地面管道加热；⑵.井筒加热（电热杆加热）；⑶.地层加热（电磁加热技术），适合东庄油田生产实际的只有目前采用的电热杆开采，配合加药降粘技术。
2.加药方式优化
油井加药后药剂的浓度变化以及存留时间和油井的沉没度、产液量有着直接的关系。
项目组开展了“药剂残余浓度和沉没度、产液量的关系试验”旨在弄清楚井下药剂的残留浓度和不同沉没度、产液量的关系，为加药方式（加药周期、加药量）提供依据。
⑴.实验结论
①.药剂浓度根据沉没度的不同一般都在5-20小时达到峰值，且浓度上升和下降速度都很快；
②.有效药剂浓度和沉没度关系最为密切，根据沉没度不同介于3-8天之间；有效药剂浓度受液量影响次之；
③.在沉没度和产液量不变的情况下增加药剂加入量对药剂有效浓度的维持时间影响不大，因此靠增加加药量来维持药剂作用时间意义不大；
④.现场加药后掺水冲洗对药物井下存留时间影响较大，应该严格控制冲洗时的排量和时间。
（51/2）套管环形空间，1m3水可使药剂下沉125m，如果大量冲水，对于药剂在环形空间的缓慢稀释不利）。
⑵.制定出加药规范
①.根据试验结果，防蜡井加药应遵循多次少量的原则；
②.根据沉没度和产液量不同，综合考虑现场工作量，加药周期尽量控制在3-8天之间；
③.由于一般的药剂有效浓度在20-200ppm之间，加药量根据沉没度和产液量的不同应保持在4-15公斤之间；
④.加药后掺水冲洗应采取小排量、短时间冲洗，时间控制在1~2分钟；
⑤.加药周期和加药量根据各井含蜡量不同以及季节的变更采油队应做相应调整。
3.现场加药实验
3月30日加滨州降粘剂试验两口井（24、14）,加药后产状没有变化，电流、载荷都有下降的迹象
4.分体式电热杆试验应用
（1）.电热杆技术原理：
当上下两根抽油杆通过接箍旋紧后，它内部的公母电插头也同时接触到位，利用发热母体，终端器和抽油杆体形成回路，通电后母体发热工作，使抽油杆发热达到清蜡、防蜡、降粘的作用。
（2）.优点：
施工方便，加热深度大，杆柱结构简单，起下方便，具有良好的重复作业性和工作可靠性。
一旦发生断点，起出油杆更换一根即可。
（3）.缺点：
绝缘性要求高，雨天使用受限。
（4）.现场应用2口井（14、1205），使用中出现杆断一次（14井），接触不良一次（1205）；
四、低压测试技术
已完成与电加热抽油技术相配套的低压测试技术的试验应用。
现场安装和测试10口抽油井（1407、1012、1402、24、1709、1701、1203、14、1705、1707），所有资料合格。
测试数据的采集、存储、处理、解释、打印、传输等完全满足河南油田分公司第一采油厂数据库要求。
引进和应用与电加热抽油技术相配套的低压测试技术，解决我油田电加热抽油井无法取低压测试资料的问题，为取全取准低压测试资料提供保证。
五、生产管理制度制定
1.洗井周期优化与参数确定
⑴.洗井周期的确定
①.利用产液量和上、下电流曲线制订热洗周期；以“制定油井清蜡洗井周期为主，结合动态洗井控制为辅”；
②.利用功图对比来确定动态洗井周期；
③.建立“三条曲线”，量化洗井参数，确定洗井加药周期。
R值：
R=（P2-P1）/（t2-t1），K=（S2-S1）/（t2-t1）抽油井上电流变化的曲线，判断R值在0.18KN/d以上，K值在0.15KN.m/d以上，需进行洗井加药措施。
⑵.洗井液用量的确定:
洗井液用量为井筒容积的二倍，根据负荷高低（结蜡严重的的井增加负荷10KN以上，长时间没有热洗的井，低液面井）适当增加洗井液量（增1—2罐）；
⑶.排量与压力的确定
原则上采取大排量、低泵压洗井；为了防止洗井液进入地层，第一罐和第二罐尽量使用一档小排量（400型水泥车，D90柱塞，一档最大排量16m3/h，二档最大排量28m3/h）；第三罐可适当提高排量；第四罐仍用小排量（主是是控制泵压）。
2.有关作业相关管理规定
⑴.对有井下电加热器的井，在起、下井下电加热电缆前，必须向油矿主管部门书面申报，在制定避免井卡方案（用井筒容积三倍以上的热水或油层保护液洗井，或井下电加热电缆先加热再取出，取出后马上下入完好电缆；或加热后与空心杆一起取出）并经矿领导签字同意后才能实施，实施前要向厂相关业务科室汇报。
⑵.对有井下电加热器的井，在作业时作业监督要认真把好质量关，尤其在下空心杆与井下电加热电缆时，必须保证严格按规起下，保证空心杆接头上紧并密封，电加热电缆按要求下到位，严禁用液压钳紧空心杆。
⑶.每次躺井，监督站与管理油矿都要认真分析原因并制定相应措施，报采油科备案。
3.优化产液加热管理，降低电加热电耗
⑴.根据液面、功图的变化情况，摸清7口低能井液面恢复规律，分段开采。
在产液量不变的情况下，全年节电28万KWH。
⑵.摸索出从井筒、地面到大罐各环节对温度的最佳需求范围，按照“一井一参数”标准，制定了相应的集油罐加热方案，全年节约电费14万元。
⑶.优化产液加热管理，采用自然沉降脱水，先将大罐内底水提前拉走排尽，只对原油加热，减少大罐的无效加热时间。
例如，1701、1703、1705、14井由于含水高，集油罐加热气量相对不够，给生产运行造成很大的影响，通过摸索四口井减少无效加热时间14小时，保证了正常生产。
六、结论及认识
1.研究制定出的油层保护液配方及油层保护工艺管柱，使用情况良好，适合推广使用。
2.加药方式的制定，为现场操作变得有章可循，避免了盲目性与随意性。
3.生产制度度的标准化，使日常管理更规范、更高效。
4.低压测试问题的解决，有效帮助地质技术人员进行产能分析，为动态调配提供依据，从而提高开发措施的准确性和有效性，提高措施成功率。
5.维护作业势头得到遏制。
2007年1月份维护作业9井次，主要表现为油杆断脱，其中2006年新投8口井中造成2007年1季度7井次；经过治理，2007年第四季度共发生维护作业3井次。
2006与2007年季度维护作业对比表
年度
一季度
二季度
三季度
四季度
合计
开井数
维护作业
开井数
维护作业
开井数
维护作业
开井数
维护作业
2006
10
1
14
1
17
3
16
4
9
2007
17
9
16
1
16
7
15
3
20
5
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