新工藝成為“增效劑”

○ 文／范 明 陳友猛 李廣明

新工藝成為“增效劑”

○ 文／范 明 陳友猛 李廣明

西北油田采油一廠通過微球深部封堵、超能彈深穿透、水力噴射壓裂等工藝增效500余萬元。

2015年以來，中石化西北油田采油一廠在原油價格持續低迷的市場環境下，生產經營任務遇到極大挑戰。截至2016年一季度，該廠油藏開發開展4項先導性新工藝施工7井次，增產原油4320噸，增效500余萬元。

微球深部封堵擴大水驅面積

采油一廠西達里亞區塊上油組三疊系哈1段，因屬弱能量邊水層狀油藏，地層天然能量嚴重不足，2013年以來區塊開發陷入困境。

“西北油田弱能量河道砂油藏目前采出程度11.2%，采收率23.5%，主要開展的是注水開發。下一步可通過調剖、調驅試驗，擴大波及體積，提高驅替效率。”采油一廠總地質師馬洪濤說。

西達里亞區塊上油組三疊系哈1段，2008年投入注水開發，累積注水19.40萬立方米，累計注采比0.28。雖然注水初期見效,但受井間優勢通道影響，含水率持續上升到90%。

該儲層屬中孔、中滲儲層,層內非均質性嚴重。該注采井網從DK8井階段含水上升情況來看， DK12注入水已形成優勢通道是造成注水效果變差的主要原因。從注入水的突破速度來看，DK8-DK12井間具有一定剩余油挖潛的潛力。

為改善西達里亞上油組注水開發效果，該廠油藏管理開發技術人員結合“高滲條帶”分布及注采響應關系，優選DK12井組進行微球顆粒+表活劑調驅試驗。

“我們把4口含水率99%的受效井，利用微球初始粒徑、膨脹系數高的調剖劑，進行深部封堵高滲透層，后續注入表面活性劑，使油水界面張力降低，將油滴在地層中形變拉伸，剝離巖石，達到驅油目的。”該廠油藏開發研究所副所長譚輝介紹調剖工藝機理。

去年8~10月，DK12井累注微球液1454立方米。對應DK1井含水率從99%降至67.4%。截至今年3月底，增油435噸，增收30余萬元。

超能彈深穿透為剩余油“開窗”

針對西北油田水平井因井眼軌跡偏離油層或儲層物性差，常規聚能彈穿深有限，且無法有效溝通儲層，導致油井剩余油局部富集的情況，采油一廠技術人員通過試驗復合深穿透射孔技術，采用穿深大于1.4米的“超2代”射孔，同時利用二級火藥推進劑燃燒產生的高壓氣體在炮眼基礎上壓裂，進一步形成裂縫網格，實現有效溝通儲層。

TK945H井是在阿克庫勒凸起東南部桑東三號構造打的一口開發水平井，油層厚11米，單井控制儲量在28.6萬噸，累采油1.84萬噸。這反映該井剩余油豐富但不好采。

“施工前單采跟端，累產油1004噸，供液不足關井。主要原因是儲層上部物性差且下部發育夾層。”西北油田教授級高工、采油氣工程專家趙普春解釋。

本次射孔工藝設計采用多級復合射孔96毫米射孔槍，采用SDP39HMX29-2高溫射孔彈，施工最終深穿透射孔跟端。

截至2016年3月底，該井日產油3.8噸，含水率58.8%，8個月增油860噸，生產穩定。去年，采油一廠共實施復合深穿透射孔3井次，已累計增油1198噸，累計增收毛利潤300余萬元。

“化學武器”堵水省掉管柱作業

西北油田以水平井開發為主，堵水治理是主要控水手段。前期采用乳狀液、固相顆粒、油相微顆粒等堵水工藝控水取得一定效果，但多輪次堵水后增油效果漸差，常用堵劑難達到深部強堵效果，急需升級堵水工藝。

西北采油一廠優化傳統凍膠堵劑配方，研制出新型凍膠。

該廠總工程師常公喜介紹：“新型凍膠具有‘遇水膨脹，遇油收縮’的強油水選擇性，同時降低了初始黏度，更有利于凍膠進入地層深部封堵，成膠時間長且可調，滿足不動管柱套管注入施工，節約換管柱堵水作業費。”

TK922H井為塔河油田桑塔木東3號構造西部的一口開發水平井。2005年8月22日完鉆斜深5019.0米，2015年5月2日注入油攜碳酸鈣110m3+中質油70m3堵水無效。2015年6月產油0.88噸，含水率98.7%。

針對該井趾端高滲的出水特征，選用封堵能力強、油水選擇性好的凍膠堵劑與中質油堵水復合段塞對滲透率較高的部位進行封堵，選擇性降低高滲水侵通道的流動能力，迫使底水繞行驅掃未動用的井段。

2015年7月9日，TK922H井施工采用選擇性堵劑籠統堵水，抑制高滲水侵通道，迫使底水繞行驅跟段剩余油，注入凍膠堵劑300立方米進行深部強堵，施工過程“爬坡”明顯，達到15兆帕，堵水后含水98%降至 64%，日增油19噸，累增油939噸。

該工藝目前實施2井次均有效。截至2016年3月底，累增油2470噸，增效180余萬元。

水力噴射壓裂打開供液通道

西北油田有底水砂巖油藏區塊8個，底水砂巖油藏目前采出程度24.3%，標定采收率37.5%。與同行業相比，還有一定的差距。高含水是生產的主要問題。

底水砂巖油藏埋深在4600米，油水距離近≤10米、非均質性強、層內滲透率級差在30以上，部分井受井軌跡偏離砂體和夾層等因素影響，水平井水平段動用程度低至34.5%，但是井周剩余油豐富。

針對常規射孔穿深小于1米，難以有效溝通儲層的問題，該廠試驗水平井水力噴射酸化技術。該技術定位準確，利用噴槍可將壓力能轉換為動能，攜砂液高速射流進入地層。深度可大于1.5米，同時能引導液體沿噴射方向流動，后續酸液對低滲段酸化且縫高可控2-10

米，可進一步溝通儲層提高產能。

“之所以優選TK921H井進行試驗，是因為該井位于構造邊部位，地質儲量24萬噸，水平段累產油3.77萬噸。水平段滲透率級差大于10，水平段中后段高滲，水淹較強，前段水淹較弱，具有噴射壓裂改造潛力。”該廠副總地質師劉培亮分析道。

該井水平段油層厚度13米，避水7.9米，無夾層發育，地質儲量24萬噸，累產油3.77萬噸，采出程度低，井周剩余油豐富。

去年7月中旬，采油一廠對該井作業卡封中后段，對跟端10米噴射壓裂后進一步酸化，改善低滲段物性。截至2016年3月底，TK921H井日產液36.2噸，日產油1.4噸，含水96%，已累產油217.5噸。

2015年度，該廠通過創新工藝、老區挖潛等綜合治理手段，增產原油4320噸，增效550余萬元，油田開發折合年自然遞減率15.1%，較年初指標降低1.5%。

責任編輯：趙 雪

znzhaoxue@163.com

●油價低了，但新工藝帶來的效益沒有降。 攝影/范 明