稠油老區(qū)酸化解堵提高側(cè)鉆井投產(chǎn)效果

寧君

摘 要：遼河歡西油田錦州油區(qū)稠油區(qū)塊均已進(jìn)入蒸汽吞吐開發(fā)中后期，統(tǒng)計(jì)各主要區(qū)塊目前地層壓力已經(jīng)降至原始地層壓力的30%左右，由于目前油層虧空嚴(yán)重，壓力普遍較低，側(cè)鉆過程中泥漿污染對油層傷害尤為嚴(yán)重，導(dǎo)致大多數(shù)側(cè)鉆井投產(chǎn)后出現(xiàn)供液差現(xiàn)象，側(cè)鉆泥漿污染造成油層堵塞往往是不可逆的，即投產(chǎn)后很難隨油流排除，側(cè)鉆井多數(shù)出現(xiàn)供液差假象，統(tǒng)計(jì)每年大約有25～30%的側(cè)鉆井出現(xiàn)供液差，改善這部分側(cè)鉆井投產(chǎn)效果有助于提高開發(fā)管理水平，經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益將非?？捎^。

關(guān)鍵詞：歡西油田;單井日產(chǎn);側(cè)鉆井;剩余油;增油;開發(fā)效果

1? 歡西油田現(xiàn)狀調(diào)查

1.1? 開發(fā)現(xiàn)狀

歡西油田歷經(jīng)33年蒸汽吞吐開發(fā)，目前已處于蒸汽吞吐開發(fā)中后期[1]，據(jù)統(tǒng)計(jì)約有93%油井生產(chǎn)頂部油層已無上返補(bǔ)層潛力，目前油層壓力普遍大幅下降至原始地層壓力的30～40%，平均單井日產(chǎn)油僅為1.4t/d，由于開發(fā)初期單井堵層上返廢棄產(chǎn)量較高，統(tǒng)計(jì)有約14.5%油井投產(chǎn)初期下步老層系堵層廢棄產(chǎn)量高于5t/d。

1.2? 井下狀況

由于高輪次蒸汽吞吐降壓開發(fā)，油井套管頻繁在巨大交變熱應(yīng)力作用下發(fā)生損壞[2]，統(tǒng)計(jì)2002年投入開發(fā)的某區(qū)塊目前發(fā)生套壞、落物比例高達(dá)61.7%，投入開發(fā)早的區(qū)塊套壞比例更為嚴(yán)重，由于套管損壞或井內(nèi)存在落物導(dǎo)致其它措施無法實(shí)施，甚至油井無法正常生產(chǎn)。

1.3? 側(cè)鉆井投產(chǎn)狀況

由于老區(qū)向上補(bǔ)層潛力空間逐年縮少，因此近年來側(cè)鉆挖掘下部老層系井間剩余油是實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的主要手段[3]，調(diào)查發(fā)現(xiàn)約有25～30%側(cè)鉆井投產(chǎn)后出現(xiàn)供液差現(xiàn)象。

2? 老區(qū)側(cè)鉆井存在問題及原因分析

2.1? 供液差側(cè)鉆井生產(chǎn)參數(shù)相互矛盾

目前老區(qū)油層壓力普遍降至原始地層壓力的30～40%，而供液差側(cè)鉆井普遍存在蒸汽吞吐注入時(shí)井壓接近或高于蒸汽發(fā)生器額定壓力（16MPa左右）、干度降低（遠(yuǎn)低于70%），而油井下泵生產(chǎn)時(shí)很快出現(xiàn)供液差現(xiàn)象，油井測試動(dòng)液面深、功圖顯示明顯供液不足，生產(chǎn)能力低于老層系正常油井（非側(cè)鉆井）。

2.2? 油層潛力問題

部署側(cè)鉆井是一項(xiàng)投入巨大的精細(xì)系統(tǒng)工程，需要綜合區(qū)塊或井區(qū)構(gòu)造、剩余油潛力、油層發(fā)育、油水關(guān)系等因素，規(guī)避各種風(fēng)險(xiǎn)，充分證明部署側(cè)鉆井可獲得較高投入產(chǎn)出比，因此油層本身潛力不是造成側(cè)鉆井供液差的內(nèi)在原因。

2.3? 側(cè)鉆井投產(chǎn)壓力異常原因分析

根據(jù)目前普遍較低的油層壓力，蒸汽吞吐注入時(shí)井壓過高而生產(chǎn)時(shí)又低產(chǎn)，分析出現(xiàn)這一問題在井筒地帶存在一“高阻屏障”，當(dāng)蒸汽吞吐注入時(shí)“高阻屏障”使井壓異常升高，當(dāng)下泵生產(chǎn)時(shí)“高阻屏障”又降低油層滲流能力，致使油井出現(xiàn)供液差假象。通過現(xiàn)場調(diào)研確定因?yàn)檩^低的油層壓力，使鉆井液或固井水泥不同程度漏失進(jìn)入油層近井地帶，造成近井地帶產(chǎn)生“高阻屏障”。

3? 酸化解堵措施提高側(cè)鉆井投產(chǎn)效果

根據(jù)側(cè)鉆井和老井油層解釋成果對比，并參考側(cè)鉆過程中鉆井液性能，有針對性確定酸化解堵處理藥劑配方[4]。

3.1? 典型井舉例

典型井錦45-032-29C從于樓油層加深側(cè)鉆至部興隆臺油層，測井解釋興隆臺油層發(fā)育較差，除了上部發(fā)育2個(gè)稠油層和1個(gè)低產(chǎn)油層，其它層均解釋為水層，從錦45-32-30---錦45-31-290油藏剖面圖可以看出該井位于中間部位，不存在油層水淹的可能，分析錦45-032-29C興隆臺解釋為水層主要原因是該井側(cè)鉆過程發(fā)生過鉆井液漏失，實(shí)施兩次堵漏，泥漿浸泡時(shí)間較長，造成近井地帶泥漿污染，導(dǎo)致油層解釋偏低，同時(shí)結(jié)合鄰井興隆臺油層生產(chǎn)效果，判斷錦45-032-29C興隆臺“水層”具有投產(chǎn)潛力，建議投產(chǎn)28-35小層，其中“水層”5個(gè)層共計(jì)7.9m。由于分析該井近井地帶泥漿污染較重，因此注汽前采取酸化解堵措施處理近井地帶泥漿污染，從解堵過程壓力變化曲線可以看出，初期最高擠酸壓力達(dá)到8MPa，經(jīng)過處理最終擠酸壓力降至1MPa，解堵效果較好。2017年7月2日該井下泵生產(chǎn)，平均日產(chǎn)液51t/d，日產(chǎn)油6.2t/d，興隆臺“油層”投產(chǎn)效果較好。

3.2? 提高老區(qū)開發(fā)效果

某區(qū)塊2010年至2018年下部興隆臺老層系共側(cè)鉆14口井，累產(chǎn)油1.6997×104t，目前開井占區(qū)塊開井187口的7.5%，而日產(chǎn)油29.2t/d卻占區(qū)塊日產(chǎn)油235t/d的12.4%，整體側(cè)鉆效果比較顯著。從區(qū)塊各層系單井日產(chǎn)變化曲線可以看出自2009年以來，單采于樓油層平均單井日產(chǎn)油一直呈下降趨勢，而單采下部興隆臺老層系平均單井日產(chǎn)油上升幅度比較明顯且保持穩(wěn)定，通過側(cè)鉆老區(qū)開發(fā)效果得到明顯提高。

4? 結(jié)論與建議

酸化解堵措施是提高側(cè)鉆井投產(chǎn)效果的有力保障，建議老區(qū)鉆井盡量采取欠平衡鉆井方式，采取有效措施減少鉆井液及固井水泥漏失，減少泥漿浸泡時(shí)間，射孔投產(chǎn)采取負(fù)壓射孔方式，對分析鉆井液污染嚴(yán)重的采取必要的酸化解堵措施。