最新SPA化学驱油试验

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1、精品资料SPA化学驱油试验.SPA化学驱油剂现场单井试验小结 陈启华根据和胜利油田临盘采油厂的技术协议，SPA稠油化学驱油剂的试验在2006年6月开始进入现场试验阶段。在临盘采油厂领导、工艺所、地质所、四矿的大力支持和直接指导下，经过一个月一个多月的现场试验，取得了非常宝贵的试验数据，初步完成了阶段性任务。现将前段试验情况小结如下：一、 试验井的基本情况试验井选择在胜利油田临盘采油厂的商河油田。商河油田在商河县境内，商河县城西 6千米处，曾叫商河西油田。地质构造位置在惠民凹陷临邑中央隆起带中部的临商断阶带的东段，呈四个台阶，向洼陷阶梯状下掉。北临滋镇凹陷，南靠玉皇庙白桥构造带，东与商河隆起、商

2、南构造带相接，西与临盘油田的田家断块区毗邻。1971年钻探商6井，发现商河油田，1975年进行开发，1976年初投入注水开发。该油田属低渗透复杂断块油田，断层多、断块小、储层岩性细、孔隙半径小、物性差、油层层数多、单层厚度小、非均质程度高、原油性质好、天然能量不足，商河油田经过27年的开发，到2003年，含油面积44平方千米，原油地质储量5000万吨，动用储量4800万吨，日产油量1060吨，累计产油930万吨。根据“黏度大、产量低”的基本原则，选择商河油田S741井区沙一段的SHS74-6和SHS74-15作为试验井。并优先选择SHS74-6，在向油田提供的试验方案也是SHS74-6，但和油

3、田地质工艺人员讨论具体方案时认为：SHS74-6井油层厚度大（80M），地质条件复杂（井深3500M），便放弃SHS74-6。最后选择SHS74-15作为本次试验的试验井，其基本情况如下：1、井身基础数据完井日期：1998.7.11； 完钻井深：2120m；人工井底：2100.03m； 水泥返高：1667m; 套管规范：139.7mmX124.26mmX2109.45m； 联入：4.92m；最大井斜：2o26； 所在深度：1500m目前灰面深度：1962 m 目前砂面深度：1956 m2、油层基础数据序号层位射开井段厚度/层数渗透率（X10-3m2）孔隙度（）泥质含量（）备注6-8沙一1959

4、.1-1995.126.4/3二次固井后灰封2沙一1933.8-1939.55.7/14.3516.5822.04目前生产井段4沙一1945.4-1950.04.6/150.3121.9711.34目前生产井段合计沙一1933.8-1950.010.3/2处理井段3、油井生产简况该井为商741区块一口油井，2003年1月因高含水对该井实施二次固井，试压15MPa后填砂至1956m，用102枪射开沙一段：1933.8-1950.0 10.3m/2层，酸化措施后下57mm泵深度1291m空心杆电加热投产，初期日液4.7m3，日油4.2t，含水11，动液面975m，2003年11月日液2.5m3，日

5、油2.3t，含水8.2，动液面1152m，至2005年1月不出液关井，2005年4月检泵（原因是电热杆断）下GLB75-40螺杆泵深度1456m，配合环空加降粘剂生产，检泵后初期日液3.9m3，日油3.6t，含水7.5，至2006年6月（目前）日液2.5m3，日油2.1t，含水16，至目前该层生产已累油3210t。地面原油密度0.9868g/cm3，地面原油粘度8959mPa.S（根据油田提供的资料）。4、S74-6沙一火山锥顶面构造图二、 工艺设计 在广州我们拟了一个简单施工方案，后又向濮阳油田的解工进行了咨询，并把修改后的方案提交了油田。在施工前我们和油田工艺研究所的专家进行了充分的讨论，

6、为了保障试验效果，决定改原来确定的从套管注入为从施工管柱注入。这样便需要进行完整的油井作业，增加洗井和检泵工艺，在注入SPA化学驱油剂时增加油层保护用的STF-1粘土稳定剂和STH-1互溶剂。并形成了SHS74-15化学降粘工艺设计，要点如下：（一）、 施工目的：对SHS74-16井实施化学吞吐降粘措施，提高油井产量。（二） 、施工工序：1、施工前准备1) 起出原井管柱，仔细检查，更换不合格油管。2) 下62mm光油管完成施工管柱，完深如图所示。3) 现场准备4个12m3、1个2m3铁池，保证无渗漏，铁池摆放要利于水泥车施工。4) 按设计要求配制好处理液。2、吞吐施工1) 接好700型水泥车，

7、清水走泵正常，地面管线试压25MPa合格。2) 用1处理液28m3正洗井,出口进流程。3) 用1处理液2m3试挤，求稳定的挤入压力和排量；4) 正挤入2#处理液18m3，顶替1处理液20m3，挤注压力控制在15MPa以下。5) 关井反应72小时，起出施工管柱，注意防喷。3、施工后完井1) 原泵原深完井（GLB75-40螺杆泵X1460m），合格后交采油生产。（三） 、处理液配方：1#处理液50m3名称STF-1粘土稳定剂STH-1互溶剂热污水加至50m3用量kg75010002#处理液18m3名称SPA化学吞吐剂清水加至18m3用量kg10000（四） 、用料及设备:用料名称STF-1粘土稳定

8、剂STH-1互溶剂SPA化学吞吐剂用量kg750100010000设备及其他名称700型水泥车400型水泥车铁池(12m3)铁池(2m3)数量2（台）1（台）4（个）1（个）名称水龙带热污水清水数量1（根）50（m3）20（m3）（五）、管柱设计： 施工管柱 1933.8m沙一 10.3/2光油管1950.0m1950.0m1956.04m砂面三、材料准备 施工用的SPA化学驱油剂由中国科学院广州地球化学所提供，其他材料由油田提供。我们提供的材料由三部分构成：其中基础化合物和溶剂在山东采购，基础化合物8吨由生产厂家在施工当天送货到现场，溶剂是我们租车在厂家自提；催化剂委托上海公司从美国采购，通

9、过货运公司送货，经检验属于美国原产品（原包装）。这些材料经检验分析与实验室确定的配方一致。四、施工作业 在工艺设计完成后（6月18日），由于工农关系处理花了一些时间，直到7月6日才正式开始施工作业。作业由油田服务公司承担。油田工艺研究所注水室的同志全过程参加指导了作业。作业日报如下：日期施工内容施工动态2006-7-17 化学吞吐降粘实验 8：00-14:00井口憋压5兆帕，5分钟不降，交井。2006-7-16 化学吞吐降粘实验 8;00-12:00下短节1根，带入抽油杆打捞器，下放20千牛打捞，上提捞获，捞出断扭距杆1根；-13：00下油管1根，加重60千牛坐封，完深GLB75-40螺杆泵1

10、447.6，试压装置1452.81，油管锚1452.88，筛管1473.77，丝堵1493.29；-14：00下光杆碰泵光余2米，上提1.5米；（现井内油管共151根。抽油杆共156根）-15：00工艺所配合开井；-8：00观效等搬家 今日工作：观效等搬家2006-7-15 化学吞吐降粘实验 8：-10：00等试压；-11：00清水油管试压8MPa，30min不降；上提油管坐封加重60KN；-20：00下抽油杆157根，底带转子，下第157根时，抽油杆本体在157根接箍底部10CM处断裂；-21：00起油管2根，露出断头；-8：00等措施。 今日工作：完井2006-7-14 化学吞吐降粘实验

11、8:-12:00起油管108根，带出节箍；-20：00下油管152根，带入GLB75-40螺杆泵及配件，完深：螺杆泵1456.90m、试压装置1462.01m、油管锚1462.58m、筛管1483.07m、丝堵1502.59m；-8：00等试压。 今日工作：试压下杆2006-7-13 化学吞吐降粘实验 8:00-4:00关井反应；-8：00起油管100根（未完） 今日工作：起管、下泵2006-7-12 化学吞吐降粘实验 8：-8：00关井反应。 今日工作：关井反应2006-7-11 化学吞吐降粘实验 8：-8：00关井反应。 今日工作：关井反应2006-7-10 化学吞吐降粘实验 8：-19：

12、000.2Kg互溶剂+0.15Kg粘土膨胀剂共配制36方1#处理液，正洗井36方1#处理液，泵压由0逐渐升到10MPa，正替硫酸镁溶液4方，泵压4MPa，正挤催化剂1方，泵压0，正挤煤油1.4方，泵压0；正挤硫酸镁溶液10方，泵压由0逐渐升至14MPa；正挤互溶剂、粘土防膨剂20方，泵压由0逐渐升至14MPa，反挤互溶剂、粘土防膨剂4方，泵压14MPa；-8：00关井反应。 今日工作：关井反应2006-7-9 检泵 8：-8：00下油管208根，带入节箍，末根方入6.02m，探砂面深1961.34m，后起油管1根，完深：节箍1955m。 今日工作：化学吞吐降粘2006-7-8 检泵 8:00-

13、15:00起扭距杆157根，带出转子；-8：00起油管162根，带出GLB75-40螺杆泵油管锚及井内配件 今日工作：下施工管柱五、产量统计1、施工前的产量报表序号日期日液井口日油日水日气含水12006-6-112.420.401622006-6-122.42.10.301432006-6-132.42.10.301442006-6-142.420.401652006-6-152.31.90.401662006-6-162.42.10.301472006-6-172.42.10.301482006-6-182.52.10.401692006-6-192.52.10.4016102006-6-2

14、02.320.3014112006-6-212.82.40.4014122006-6-223.22.70.5016132006-6-232.320.3014142006-6-242.320.3014152006-6-252.62.20.4014162006-6-262.420.4016172006-6-272.31.90.4016182006-6-282.420.4018192006-6-292.31.90.4018202006-6-302.520.5018212006-7-12.420.42618222006-7-22.52.10.42716232006-7-32.420.426162420

15、06-7-42.320.32514252006-7-52.21.90.32514262006-7-61.61.30.3171627合计62.552.99.62、施工后的产量报表序号日期日液井口日油日水日气含水12006-7-2032.10.903022006-7-212.92.30.602032006-7-2242.61.403542006-7-2332.30.702252006-7-243.32.60.702062006-7-253.22.70.501672006-7-263.22.80.401482006-7-2732.60.401292006-7-282.72.40.3012102006

16、-7-292.52.10.4014112006-7-302.82.50.3012122006-7-312.52.10.4014132006-8-12.31.90.42916142006-8-22.31.90.42818152006-8-32.31.90.42716162006-8-42.52.10.42814172006-8-52.72.30.42916182006-8-62.92.40.52916192006-8-732.50.52716202006-8-832.60.42614212006-8-93.22.70.52716222006-8-1032.50.52518232006-8-112

17、.92.40.52416242006-8-122.82.40.42116252006-8-132.520.51618262006-8-142.62.10.5171827合计74.160.813.3六、水样检测1、水中氯离子和硫酸根离子的含量（离子色谱）序号采样时间CL-(umol/L)SO4-(umol/L)折合MgSO4(mg/L)16月21日31000047070.527月16日9990004010601.537月17日4560006170925.547月18日407000815001222557月19日3400001080001620067月20日3410001240001860077月

18、21日2780001090001635087月22日2750001110001665097月23日28800011200016800107月24日25500010300015450 2、水中钙离子和镁离子的含量（原子吸收）序号采样时间CaO（mg/L)MgO（mg/L)折合MgSO4（mg/L)16月21日475.90180.26540.7827月16日1948.23674.352023.0537月18日1583.873651.9410955.8247月23日795.653222.309666.9057月24日817.963315.709947.10 七、油样检测1、油田三次油样分析结果序号项

19、目6月21日油样7月19日油样7月23日油样1密度g/cm3（20）0.97730.97510.97612含水（）5.53含砂（）0.014含硫（）0.450.530.485凝点（）1012106含蜡（）14.63.27含胶质（）42.746.28沥青质（）5.17.39运动粘度（50）110803086389110动力粘度（50）106252953372711初馏点（）24123721412100馏出（）13200馏出（）14300馏出（）6.78.813.12、黏度变化趋势序号采样时间黏度（mPa.s)备注16月21日825027月16日325037月17日85047月18日90057月1

20、9日99067月20日156077月21日204087月22日217097月23日2240107月24日2400117月25日2470127月26日2500137月27日2540147月28日3400157月29日3200167月30日2800177月31日2880188月1日2820198月2日3200208月3日29003、 色谱图C23是催化剂中的标志物，从色谱图中的出峰面积可以看出C23随时间变化的关系。下面是几个典型的色谱图：处理前5月10日油样的全色谱图:处理后7月18日油样的全色谱图:处理后8月2日油样的全色谱图:C23在油样中含量为0.1%、0.2%时和空百样的比较:处理前后C

21、23出峰面积表:采样时间黏度（mPa.s)C23出峰面积折合催化剂含量%说 明5月10日245009791800.01 7月16日3250102348000.04 7月17日8505415430002.17 7月18日9004713302001.89 7月19日9904274168001.71 7月20日15604120640001.65 7月21日20402946763001.18 7月22日21702332483000.93 7月23日22401887150000.76 7月24日24001497587000.60 7月25日9200907931000.36 7月26日9500812369

22、400.33 7月27日9800763486400.31 7月28日14750540911500.22 7月29日13500529957400.21 7月30日11000499015300.20 7月31日11500431765100.17 8月1日11250380810100.15 8月2日11750372714200.15 8月3日11500322694600.13 C23出峰面积和处理时间的关系7月18日、24日、30日、8月3日油样色谱比较：八、初步分析及思考1、 处理后黏度明显下降从油田的检测报告可以看出：处理后原油的平均运动黏度为3488.50，较处理前的11080降低68.52%

23、，处理后的平均动力黏度为3340，较处理前的11625降低68.56%。从一个月的黏度变化趋势可以看出:处理后原油的平均黏度为6850，较处理前的24500降低了72.04%（室温下）。2、处理后原油品质提高从油田的检测报告可以看出：处理后原油的含蜡为3.2%，较处理前的14.6%降低78.08%。处理后原油的平均初馏点为225.5，较处理前的241降低6.43%。处理后原油300馏出率为10.95%，较处理前的6.7%提高63.43%。这些数据表明：处理后的油样比处理前的油样品质有所提高。3、产量和黏度的关系从黏度趋势看，本次处理后黏度虽然大幅下降，但是产量没有明显提高。处理后26天的产液量

24、为74.1吨，产油量为60.8吨，较处理前26天的62.5吨和52.9吨分别增加18.56%和14.93%。数据同时显示产量和黏度的关联性不强。 4、关于硫酸镁 从水样分析可以看出：处理后硫酸根离子的含量相当高，平均值为：84297.78umol/L，是处理前的近18倍。处理后氧化镁的含量也相当高，平均值为：2716.07 mg/L，是处理前的15倍多。如果折合成硫酸镁，则油层水中硫酸镁的含量分别为12.64%和8.15%。如此高的硫酸镁含量是否对油层有影响必须进行认真分析和实验（主要是岩芯实验）,配方中基础化合物的比例应该在试验的基础上，根据地层条件加以调整。5、关于C23从色谱分析可以看出

25、：C23在原油中的含量是随时间递减的，并且C23和黏度的关系表现出很强的关联性（C23越高黏度越低）。 6、关于含水率 从目前的生产报表中看出：目前的含水率和处理前相当。本次试验注入油层的水大约60M3，但截止到8月14日，处理后累计产水只有20.1 M3，减出和此相当的处理前的产水量11.2 M3 ，实际只多产水8.9 M3。 如此多的注入水去向有待进一步观察和分析。7、对产量的思考 从前面的分析可以看出，原油黏度处理前后有了明显的降低（油田的检测结果是下降了 68.56% ，回广州检测结果是72.04%），而产量并没有大幅增加。初步分析可能有两方面的原因：其一，泵效的问题。目前采用的螺杆泵在一定范围内对黏度并不敏感。其二，黏度的降幅还不足以提高产量。这些问题都有待进一步分析和试验。九、下一步的设想1、 继续进行产量观察和油、水样的检测分析，对试验数据进行整理。2、 尽快进行岩芯实验（主要针对渗透率的影响）。3、 在现试验井进行井筒加药试验。