中高滲稀油區(qū)塊開發(fā)中后期工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

王傳良(中油遼河油田分公司，遼寧 凌海 121209)

1 概述

歡西油田構(gòu)造上位于遼河拗陷西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田西部，構(gòu)造面積220km2，探明含油面積71.04km2，地質(zhì)儲量2.0423×108t。

其中稀油含油面積34.92km2，地質(zhì)儲量6975×104t，可采儲量2422.3×104t，中高滲儲量6216×104t占地質(zhì)儲量的88.1%。

經(jīng)過多年的滾動開發(fā)，目前在生產(chǎn)中存在著一些難點問題：（1）剩余油分布零散；（2）儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重；（3）層間矛盾突出；（4）油層存在薄隔層、薄夾層，多級分注受限制；（5）膠結(jié)疏松，出砂嚴(yán)重。

2 技術(shù)研究

為解決以上技術(shù)難題，我們從以下五個方面入手：

2.1 注采井網(wǎng)重新評價與調(diào)整；應(yīng)用油藏工程法、動態(tài)監(jiān)測法、檢查井巖心分析法、新井水淹層二次解釋法等方法綜合研究剩余油分布規(guī)律，對原注采井網(wǎng)重新評價。在不影響二元驅(qū)開展的情況下，充分利用完鉆到空白水驅(qū)的“時間差”，合理利用化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)，對目的層下部的三層系開展挖潛。

將具有“含水較低、產(chǎn)油潛力較大的油層”所對應(yīng)的注水層段定義為“潛力層”，加強注水調(diào)配。2010-2014 共實施“潛力層”注水275 層。分層注水合格率由2010 年以前的62.1%提高到2014年的88.6%，減少了無效注水，提高了注水利用率。

2.2 由單一介質(zhì)向多種介質(zhì)轉(zhuǎn)變的多元化開發(fā)；以注水為主體，向多種介質(zhì)開發(fā)方式轉(zhuǎn)變，在二層系開展二元驅(qū)試驗。

采用無堿二元配方，根本上解決了含堿配方對注入設(shè)備、采出設(shè)備結(jié)垢及采出液處理難的問題；確定適合錦16塊的二元驅(qū)用聚合物和表活劑，采用四段塞注入，達(dá)到既擴(kuò)大波及體積又提高驅(qū)油效率的目的。并通過對工藝流程的優(yōu)化設(shè)計，使其具有設(shè)備少、投資小、布局合理的特點，在保證實現(xiàn)聚合物濃度單井個性化的條件下，也保證了表活劑濃度恒定。

2.3 同井地?zé)崴刈ⅰ⑺肚蜻x注、定壓定量注水控制；利用電潛泵將下部水層的地?zé)崴⑷肷喜坑蛯印９?jié)省了地面投資，減少了注入水與地層不配伍造成的傷害，實現(xiàn)了“注好水”。

投球選注的調(diào)剖球主要依附主吸水層炮眼附近并在注水壓差作用下靠貼封堵壓實在炮眼上，改變注水分配，增強弱吸水層吸水量，降低主吸水層吸水量。

2.4 防砂劑的研制和配方優(yōu)選；研制出適合稀油區(qū)塊油藏特征的防砂劑，并對其進(jìn)行篩選和優(yōu)化，優(yōu)選后的防砂劑固化溫度由原200-300℃拓寬為40-350℃。對地層滲透率傷害小，地層原始滲透率保留率由原來的70%提高到90%以上。40℃固結(jié)強度可達(dá)到7.5MPa，阻砂井壁穩(wěn)定性好。

2.5 注水工具的創(chuàng)新與改進(jìn)。

a.長膠筒封隔器細(xì)分注水技術(shù)

由于常規(guī)封隔器因性能及管柱調(diào)配誤差影響，不能對層內(nèi)高滲透層實施有效封堵，往往造成無效循環(huán)注水。長膠筒封隔器利用膠筒的長度（2-3m）對薄隔層、薄夾層進(jìn)行封隔，補償管柱誤差，進(jìn)行再次分層，實現(xiàn)細(xì)分注水。

b.聯(lián)動測調(diào)封隔器技術(shù)改進(jìn)

原聯(lián)動測調(diào)所采用的K341 封隔器無鎖緊結(jié)構(gòu)，正常注水時因壓力波動易解封。研發(fā)復(fù)合型YK344封隔器，該封隔器具有擴(kuò)張和壓縮復(fù)合坐封的作用。坐封效果好，保證分注效果。

c.新型單向流堵塞器的研制；普通堵塞器洗井時封隔器解封不完全，高壓作業(yè)時易產(chǎn)生溢流；圓球體單向流堵塞器因注水時受力不均產(chǎn)生旋轉(zhuǎn)，易對出水口造成磨損。最新研制出的白瓷圓柱體單向流堵塞器具有以下優(yōu)點：洗井時完全解封，高壓作業(yè)無溢流產(chǎn)生，且白瓷圓柱體不會對出水口造成磨損。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 稀油產(chǎn)量所占比例上升；2014 年稀油年產(chǎn)油24.18 萬噸，由2010年占全廠產(chǎn)量的21.28%上升到目前的25.32%。

3.2 稀油遞減得到有效控制；2014 年綜合遞減率與自然遞減率分別為10.27%和15.98%，同上年比較分別減小12.44%與11.13%。

3.3 稀油采收率得到不斷提高；從甲型水驅(qū)曲線來看理論計算最終采收率提高11.3%。從含水與采出程度關(guān)系曲線看采收率有提高趨勢，預(yù)計在42%左右。從注入采出曲線看采收率有提高趨勢，預(yù)計在36.4%左右。

3.4 存水率逐步提高；采出程度大于28%以后，累計存水率明顯提高，目前存水率為27.9%，遠(yuǎn)高于理論值的15.7%。

3.5 主力油藏壓力得到恢復(fù)；目前主力注水區(qū)塊地層壓力保持在原始地層壓力的90%左右。

4 結(jié)語

（1）繼續(xù)引進(jìn)和創(chuàng)新多元化開發(fā)配套工藝技術(shù)，加強管理，全面推進(jìn)精細(xì)注水和高效注水，優(yōu)質(zhì)完成八大注水指標(biāo)。

（2）優(yōu)選調(diào)驅(qū)體系，因井制宜調(diào)整施工參數(shù)；優(yōu)化調(diào)驅(qū)工藝，試驗分層調(diào)驅(qū)。

（3）繼續(xù)推廣聯(lián)動測調(diào)、長膠筒細(xì)分注水等技術(shù)提高分注效果；應(yīng)用水力深穿透、防膨、縮膨等技術(shù)實現(xiàn)增注。

（4）結(jié)合中高滲稀油區(qū)塊特點，不斷優(yōu)化堵水劑和防砂劑，繼續(xù)加強推廣應(yīng)用規(guī)模。

[1]程欣.利用投球選注技術(shù)防止稠油蒸汽汽竄[J].內(nèi)蒙古石油化工，2009(23)：97-98.

[2]唐建代.楊宏，陳偉，于潤國.測調(diào)聯(lián)動測試分層注水工藝及在青海油田的應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2013(01)：106-108.

[3]董琦.長膠筒封堵技術(shù)在油田開發(fā)中應(yīng)用探討[J].化學(xué)工程與裝備，2014(04).