高溫調(diào)剖技術(shù)在歡17興的應(yīng)用

張占林

（中油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧 凌海 121209）

1 區(qū)塊概況

1.1 油藏基本情況

歡17斷塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田西部。含油面積2.3km2，地質(zhì)儲(chǔ)量841×104t，油層有效厚度20.8m。南北寬0.5～1.2km，東西長(zhǎng)6km，開發(fā)目的層為S1下～S2的興隆臺(tái)油層。

1.2 開發(fā)歷程

1.2.11979年4月采用400-500m基礎(chǔ)井網(wǎng)干抽投產(chǎn)，單井日產(chǎn)油10噸，生產(chǎn)時(shí)間短，僅3-15個(gè)月；1979年6月開始常規(guī)注水試驗(yàn)，轉(zhuǎn)注6口，因注水無(wú)效，于1982年11月全部停注。

1.2.21982年斷塊第一次加密調(diào)整，將原井網(wǎng)加密至200米井距井網(wǎng)，布井35口，于1984年4月進(jìn)行蒸汽吞吐采油試驗(yàn)，取得良好效果，平均單井初期日產(chǎn)油117噸，周期油汽比8.59。

1.2.31993年以后又分別進(jìn)行了3次調(diào)整，1993年-1997年完善井網(wǎng)和層系互換，布井67口；1998年在錦204塊細(xì)分層系調(diào)整，布井15口；2000年-2004年完善井網(wǎng)，布井37口。在吞吐中后期采油速度1.96%，采出程度31.38%，實(shí)現(xiàn)了持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

1.2.42003年以后，斷塊進(jìn)入遞減階段，綜合遞減由2002年的4.68%上升到2003年的13.47%，2004年、2005年綜合遞減在20%以上，經(jīng)過(guò)兩年快速遞減，進(jìn)入2006、2007年遞減有所減緩，處于相對(duì)穩(wěn)產(chǎn)階段，2008-2009年小幅下降。

1.3 開發(fā)現(xiàn)狀

區(qū)塊經(jīng)過(guò)20年的開發(fā)歷程，不斷的完善井網(wǎng)和主體部位的加密調(diào)整以后，已經(jīng)形成了118m-83m井距的注采井網(wǎng)，截至2012年1月，全塊共投產(chǎn)各類井158口，油井開井83口，日產(chǎn)液1537t/d，日產(chǎn)油197t/d，綜合含水86.8%，累積產(chǎn)油394.89×104t，累積產(chǎn)水987.30×104t，累積注汽545.26×104t，采油速度0.76%，采出程度46.95%。累積油汽比0.72，單井平均生產(chǎn)周期11.4。

1.4 存在問題

1.4.1 油層縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用程度不均勻

在多輪次的強(qiáng)注強(qiáng)采過(guò)程中，高滲透層反復(fù)吞吐，地層原油的滲透率、孔隙度均發(fā)生明顯的變化，高滲透層滲透率明顯增加，導(dǎo)致滲透率極差逐漸增大。一方面造成縱向上動(dòng)用程度不均，層間潛力較大；另一方面高溫高壓蒸汽汽竄流現(xiàn)象越來(lái)越多，嚴(yán)重影響臨井的正常生產(chǎn)。

1.4.2 油井水淹嚴(yán)重，油水關(guān)系日益復(fù)雜，治水難度大

歡西油田稠油藏為邊低水油藏，隨著注汽壓力的下降，地層水向內(nèi)侵入，稠油區(qū)塊綜合含水不斷上升，歡17興隆臺(tái)油層2010年區(qū)塊綜合含水84.6%，含水大于90%的井有38口，目前區(qū)塊綜合含水86.8%，較2010年上升了2.4%。2010年和2011年2年的時(shí)間實(shí)施堵水、堵水補(bǔ)層降水措施為15-20口，盡管該塊每年都采取大量的治水措施，但地層水受壓差作用向采出程度高、虧空嚴(yán)重的低壓層侵入，導(dǎo)致油井見水和水淹井增多，這就加大了治水難度。

1.4.3 油井井況差，嚴(yán)重影響挖潛措施的實(shí)施及措施效果

歷經(jīng)多年的吞吐生產(chǎn)后，油井發(fā)現(xiàn)有套變、落物等現(xiàn)象逐年增多。歡17興隆臺(tái)油層井況差的井有48口，占總井?dāng)?shù)的33.5%%，直接導(dǎo)致停產(chǎn)的井13口，井況差的油井無(wú)法有效地實(shí)施各種挖潛措施如分注、機(jī)械堵水等，直接影響吞吐開采效果。

2 高溫調(diào)剖技術(shù)

2.1 作用機(jī)理

高溫調(diào)剖技術(shù)是針對(duì)有汽竄歷史的注汽井或高含水油井在注汽前，向井內(nèi)注入化學(xué)藥劑，封堵高滲透層或出水層，通過(guò)調(diào)整油井吸汽剖面，充分發(fā)揮低滲透層的潛力，減小汽竄傷害、降低油井的綜合含水，從而達(dá)到提高本井蒸汽吞吐效果的目的。通過(guò)優(yōu)選和改進(jìn)，篩選出兩種高溫調(diào)剖劑，其機(jī)理如下：

高溫暫堵劑：將聚丙烯酰胺加入一定量的、交聯(lián)劑、助凝劑或凝膠強(qiáng)度改進(jìn)劑，油溶性樹脂、抗高溫添加劑，配制成調(diào)剖劑，注入地層，在地層溫度下，藥劑進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)，形成穩(wěn)定的復(fù)合凝膠，通過(guò)物理、化學(xué)方式堵塞在地層孔隙中，改變蒸汽滲流方向，擴(kuò)大縱向上的吸汽厚度，改善注汽井的吸汽剖面，提高油層動(dòng)用程度，達(dá)到油井堵水、封竄的目的。

2.2 選井原則

2.2.1 注汽效果明顯變差，油汽比下降2-3倍。

2.2.2 藥劑與地層水配伍性好。

2.2.3 油層有增產(chǎn)潛力的高含水油井。

2.2.4 滲透率極差較大、需要調(diào)整吸汽剖面的油井。

2.2.5 上周期出現(xiàn)明顯的水竄、汽竄現(xiàn)象。

2.2.6 油層滲透率差異較大，油層厚度大于15m，不少于3個(gè)油層。

2.2.7 盡量避免出砂嚴(yán)重或已下入防砂管柱的油井。

2.2.8 對(duì)于油層連通不好、供液能力差的油井慎用。

2.2.9 封竄井本井增油潛力不大，含水較低，對(duì)應(yīng)竄井處于周期吞吐末期，盡量實(shí)施同注同采，慎用調(diào)剖。

2.3 擠注速度

對(duì)于滲透率極差較大的油井，為了使較大量的藥劑進(jìn)入目的層，施工中選擇了較高的擠注速度，即0.6-0.8m3/min。

2.4 擠注壓力

泡沫類調(diào)剖劑要選擇不同的處理半徑及半衰期，因目前大部分油井都存在著地層漏失，其擠注壓力均較低。

2.5 擠注量

擠注量的設(shè)計(jì)一般要依據(jù)處理半徑、效果及投入的資金。泡沫類調(diào)剖劑的處理半徑對(duì)措施效果有較大的影響，因而其施工參數(shù)以擠注量設(shè)計(jì)最為重要。綜合各種因素，一般泡沫類調(diào)剖劑選擇處理半徑為1.5-2m。

3 在歡17興隆臺(tái)油藏的應(yīng)用

3.1 措施效果

針對(duì)歡17塊興隆臺(tái)地層壓力低（2.5MPa），邊水內(nèi)侵入嚴(yán)重，區(qū)塊水淹復(fù)雜的情況。2011年通過(guò)在該塊重水淹區(qū)實(shí)施大劑量堵水調(diào)剖技術(shù)并取得較好，效果施工6井次，累增油1043噸。

3.2 典型井例

錦8-30-更34井于2001年7月投產(chǎn)歡17興隆臺(tái)油層，開采井段1083.3-1137.3m，21.2m/7層，在實(shí)施高溫調(diào)剖前高含水生產(chǎn)，措施前日產(chǎn)液18t/d，日產(chǎn)油0.7t/d，第4周期累產(chǎn)油123t；實(shí)施高溫調(diào)剖堵水措施后，日產(chǎn)液22.5t/d，日產(chǎn)油4.8t/d，第5周期累產(chǎn)油659t，累增油536t。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

4.1 在歡17興實(shí)施高溫調(diào)剖技術(shù)取得了良好的增油效果，改善油井因高含水注汽效果差的問題。

4.2 選擇較合理的施工參數(shù)及合理的生產(chǎn)參數(shù)，能獲得較好的措施效果。

4.3 高溫調(diào)剖技術(shù)是一個(gè)低投入、高產(chǎn)出的措施。

[1]趙晨軍.錦州采油廠油田開發(fā)論文集[C].北京:石油供液出版社，2003.

[2]劉云章.難動(dòng)用儲(chǔ)量開發(fā)采油工藝技術(shù)[M].北京:石油供液出版社.2005.