一种解堵增注剂处理半径的计算方法与流程

1.本文涉及但不限于石油开采领域，尤其涉及但不限于一种解堵增注剂处理半径的计算方法。


背景技术：

2.对于海上疏松砂岩油藏，由于储层岩石胶结性较差，在修井和调剖堵水等作业时，易产生微粒运移、出砂和储层堵塞等问题。考虑海上作业空间限制以及作业成本等因素，海上油田注水井一般不采用水力压裂，而多使用酸化措施实现解堵增注。但对于研究的解堵增注处理半径是目前存在的难点，如果药剂的设计处理半径比需要的少，就达不到处理要求，起不到解堵增注的应有效果。如果药剂的设计处理半径比需要的大，就会造成药剂的浪费，增加作业成本。


技术实现要素：

3.以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本技术的保护范围。
4.本技术的目的是提供一种解堵增注剂处理半径的计算方法，以提高现场使用解堵增注剂时注水井改善剖面的效果，提高油田采收率。
5.一种解堵增注剂处理半径的计算方法，包括：通过注水井特定层段的不稳定渗流模型与注水层传热模型结合，获得注水井吸水剖面与温度梯度的关系；
6.通过测井得到的温深数据带入所述吸水剖面与温度梯度的关系，获得吸水剖面的数据，根据所述吸水剖面的数据，即可获得所述特定层段的吸水差异；根据所述吸水差异即可计算解堵增注剂的处理半径。
7.在本技术提供的一种实施方式中，解堵增注剂处理半径的计算方法，还包括：所述特定层段为两个以上，分别计算每一个特定层段的解堵增注剂处理半径，判断垂直方向上的解堵增注剂处理半径。
8.在本技术提供的一种实施方式中，所述结合不同的特定层段的厚度，计算垂直方向上的解堵增注剂处理半径。
9.在本技术提供的一种实施方式中，所述的解堵增注剂处理半径的计算方法，包括以下步骤：
10.1)选取待测的特定层段，测量获取以下参数：注水井井底温度t
wf
、注入水温度t
wh
、地温梯度α、特定层段的中部深度h
i
、地层温度t
gs
、注入水密度ρ
w
、注入水比热c
f
、围岩热导率k
h
、套管外径τ
c
、地层热扩散率k、注水时间t、特定层段的地层压力p
ei
、特定层段的井底流压p
wfi
、注入水体积系数b
w
、注入水粘度μ
w
、注水井的供给半径r
e
、注水井的井眼半径r
w
、特定层段的表皮系数s
i
；
11.2)利用公式(1)可以计算得到特定层段的不同区域的渗透率k
i
；
12.将解堵增注剂注入地层后，将其区域划分为三类：受影响的解堵增注剂区域(1)、
未受影响的泄水区与排水坑道中间区域(2)与注入剂后整个区域(3)，基于解堵增注剂注入能力模型，结合通过公式(1)获得的所述特定层段的三个区域的渗透率，记为k
a
、k
b
以及k
c
，进而计算解堵增注剂达到地层的半径r
p
；
13.步骤1)测量得到的参数带入公式1中计算得到各层段的渗透率k
i
：
14.上述式中：t
wf
—注水井井底温度，℃；t
wh
—注入水温度，℃；α—地温梯度，℃/m；h
i
—各层段中部深度，m；t
gs
—地层温度，℃；ρ
w
—注入水密度，g/cm3；c
f
—注入水比热，j/g.℃；k
h
—围岩热导率，w/m.℃；τ
c
—套管外径，m；k—地层热扩散率，m2/s；t—注水时间，d；k
i
—特定层段不同区域的渗透率，md；(根据特定层段不同区域的测井参数计算该区域的渗透率)p
ei
—各层段的地层压力，mpa；p
wfi
—各层段的井底流压，mpa；b
w
—注入水体积系数；μ
w
—注入水粘度，mpa.s；r
e
—注水井的供给半径，m；r
w
—注水井的井眼半径，m；s
i
—各层段的表皮系数，mpa；b—方程系数；
15.3)将通过公式(1)得到k
a
、k
b
以及k
c
、测量得到的r
w
、r
e
带入公式(2)中，即可求取解堵增注剂达到地层的半径r
p
；
[0016][0017]
上式中：
[0018]
k
a
为受影响的解堵增注剂区的储层平均渗透率，md；
[0019]
k
b
为未受影响的泄水区与排水坑道中间区域储层平均渗透率，md；
[0020]
k
c
为注入解堵增注剂后整个区域的储层平均渗透率，md；
[0021]
r
e
为注水井的供给半径，m；
[0022]
r
w
为注水井的井眼半径，m；
[0023]
r
p
为解堵增注剂达到地层的半径，m。
[0024]
在本技术提供的一种实施方式中，计算垂直方向上的解堵增注剂处理半径时，结合各层段的储层厚度进行加权平均计算，计算公式如下：
[0025][0026]
h
i
—第i层段中部深度，r
pi
—第i层段解堵增注剂达到地层的。
[0027]
在本技术提供的一种实施方式中，所述解堵增注剂选自生物纳米解堵增注剂、表
面活化剂化学解堵增注剂和rfd化学复合解堵增注中的任意一种或更多种；
[0028]
所述rfd化学复合解堵增注可以参考文献“rfd
‑
1聚合物解堵技术[j].大庆石油地质与开发.2001(02)”。
[0029]
在本技术提供的一种实施方式中，所述生物纳米解堵增注剂为包含微生物脂肽类表面活性剂的解堵增注体系。
[0030]
又一方面，本技术提供了一种增助剂最优用量的计算方法，包括以下步骤：
[0031]
根据上述解堵增注剂处理半径的计算方法，计算得到的解堵增注剂达到地层的半径r
p
，带入公式(4)中：
[0032][0033]
上式中，v为解堵增注剂用量，m3；r
p
为生物纳米解堵增注剂达到地层的半径，m；h为储层厚度，m；为储层的平均孔隙度，％；
[0034]
根据公式(4)即可得到解堵增注剂的用量。
[0035]
在本技术提供的一种实施方式中，所述解堵增注剂的浓度为4000ppm至8000ppm。
[0036]
与现有技术相比，本技术具有以下有益效果：
①
采用的解堵增注剂，对储层物性、渗透性、润湿性均有一定的影响，可以启动及提高低渗小层吸水能力，从而改善注水井吸水剖面；
②
提出的方法结合了吸水剖面与温度梯度的关系模型获得的吸水剖面资料，并考虑了地层非均质性因素，计算结果更加可靠，更加符合现场实际。
[0037]
本技术基于注水井渗流理论，建立注水井不同层段不稳定渗流模型，结合注水层段传热方程，获得注水井吸水剖面与温度梯度的关系模型；利用测井得到的温深曲线，代入建立的注水井吸水剖面与温度梯度的关系模型，获得吸水剖面资料；利用获得的吸水剖面资料，可以反映出各层吸水差异，并结合解堵增注剂注入能力模型，进而计算出解堵增注剂最优的处理半径，提高改善注水井吸水剖面，最终提高油田采收率。
[0038]
本技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本技术而了解。本技术的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
[0039]
附图用来提供对本技术技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本技术的实施例一起用于解释本技术的技术方案，并不构成对本技术技术方案的限制。
[0040]
图1是本技术注水储层示意图。
[0041]
图2是本技术解堵增注剂注入能力模型示意图。
[0042]
图3是本技术实验室测得的不同生物纳米解堵增注剂浓度下有机垢的溶蚀率变化图。
[0043]
图4是本技术实验室测得的生物纳米解堵增注剂岩心模拟增注过程压力变化。
[0044]
图中：1.套管，2.低渗层，3.高渗层，4.吸水剖面，5.受影响的生物纳米解堵增注剂，6.未受影响的泄水区与排水坑道中间区域，7.注入生物纳米剂后整个区域。
具体实施方式
[0045]
为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本技术的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
[0046]
实施例1
[0047]
1)确定特定层段：选取特定层段深度为1739m至1820m；
[0048]
2)由于不同储层的以下参数相同，先确定以下参数：
[0049]
注水井井底温度t
wf
＝72.5℃；注入水温度t
wh
＝65.9℃；地温梯度α＝0.015℃/m；地层温度t
gs
＝57.5℃；注入水密度ρ
w
＝1g/cm3；注入水的比热c
f
＝1.25j/g.℃；围岩热导率k
h
＝0.65w/m.℃；套管外径τ
c
＝0.137m；地层热扩散率k＝1.28m2/s；注水时间t＝0.56d；注入水体积系数b
w
＝0.01704；注入水粘度μ
w
＝2.98mpa.s；注水井的供给半径r
e
＝0.218m；注水井的井眼半径r
w
＝0.127m；
[0050]
2)将特定层段划分为三个区域，记为：区域a受影响的生物纳米解堵增注剂区域、区域b未受影响的泄水区与排水坑道中间区域、区域c注入生物纳米剂后整个区域；
[0051]
参考以下文献，将特定储层划分为三个区域ma d,zhao l,ma c,et al.calculation method of treatment radius about water plugging for layered
‑
parallel beds model[j].advanced materials research,2012,361
‑
363:419
‑
424.
[0052]
测量选取的特定层段的以下参数：
[0053]
特定层段的区域a中部深度h
a
＝1760m；特定层段的区域b中部深度h
b
＝1778m；特定层段的区域c中部深度h
c
＝1811m；
[0054]
特定层段的区域a地层压力p
ea
＝16.5mpa；特定层段的区域b地层压力p
eb
＝17.9mpa；特定层段的区域c地层压力p
ec
＝18.8mpa；
[0055]
特定层段的区域a井底流压p
wfa
＝10.2mpa；特定层段的区域b井底流压p
wfb
＝11.8mpa；特定层段的区域c井底流压p
wfc
＝12.9mpa；
[0056]
特定层段的区域a表皮系数s
a
＝5.7mpa；特定层段的区域b表皮系数s
b
＝6.2mpa；特定层段的区域c表皮系数s
c
＝7.2mpa；
[0057]
将上述参数带入公式(1)中，计算区域a的渗透率k
a
＝214.5md；计算区域b的渗透率k
b
＝111.2md；计算区域c的渗透率k
c
＝67.3md；
[0058]
将公式将通过公式(1)得到k
a
、k
b
以及k
c
、测量得到的r
w
、r
e
带入公式(2)中，即可求取生物纳米解堵增注剂达到地层的半径r
p
＝1.4m，即在地层深度为1739
‑
1820m的特定层段，生物纳米解堵增注剂达到地层的半径为1.4m。
[0059]
根据求解得到的半径，结合公式(v为生物纳米解堵增注剂用量，m3；r
p
为生物纳米解堵增注剂达到地层的半径，m；h为储层厚度，m；为储层的平均孔隙度，％)，其中h＝54.9m，可以求取生物纳米解堵增注剂用量为93.1m3。生物纳米解堵增注剂的浓度可以为4000ppm至8000ppm。
[0060]
结合以上求取的生物纳米解堵增注剂用量，b1井于2019年7月进行采取生物纳米解堵增注措施，实施措施后刚开始注入压力就有明显下降到7～9mpa左右，较措施前下降了10mpa，降压幅度达到56％，降压效果明显，实施措施后一年后注入压力逐渐上升至10～
12mpa，仍然保持一定降压效果。相应的日注入量刚开始就上升到150～200m3/d，较措施前注增加55m3/d，增注幅度达到46％，注水井增注效果显著，实施措施一年后注入量降低到130～150m3/d，注入量保持比较稳定，仍然保持良好增注效果，能够满足注水井配注量要求。
[0061]
实施例2
[0062]
分别测量并计算多个不同层段的生物纳米解堵液达到地层的半径，其中1839
‑
1912m层段，r
p
＝1.45m；1939
‑
2113m层段，r
p
＝1.58m；2181
‑
2255m层段，r
p
＝1.72m；各层段的储层厚度为18.8m，24m，28.9m，结合各层段储层厚度进行加权平均计算得到垂直方向上的平均生物纳米解堵增注剂处理半径：
[0063]
结合公式(v为生物纳米解堵增注剂用量，m3；r
p
为生物纳米解堵增注剂达到地层的半径，m；h为储层厚度，m；为储层的平均孔隙度，％)，其中h＝71.7m，可以求取生物纳米解堵增注剂用量为116.4m3。
[0064]
结合以上求取的生物纳米解堵增注剂用量，b2井于2020年8月1日至2020年8月11日采取生物纳米解堵增注措施，实施措施后刚开始注入压力就有明显下降到6.2mpa左右，较措施前下降了约9.8mpa，降压幅度达到65.3％，降压效果明显，实施措施后注入压力逐渐上升至15mpa，保持了一定降压效果。相应的日注入量从措施前的30m3/d上升到125m3/d，较措施前注入量增加95m3/d，注水井增注效果显著。实施措施至当前日期，注入量保持比较稳定，仍然保持良好增注效果，能够满足注水井配注量要求。
[0065]
虽然本技术所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本技术而采用的实施方式，并非用以限定本技术。任何本技术所属领域内的技术人员，在不脱离本技术所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本技术的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。