某油田區(qū)塊油藏水平井開發(fā)問題的研究

張興可

摘要：本文在研究水平井邊水突進(jìn)規(guī)律的基礎(chǔ)上，并結(jié)合目前國內(nèi)外堵水技術(shù)在水平井應(yīng)用的局限性，優(yōu)化提出了水平井凝膠泡沫抑制邊水技術(shù)。試驗(yàn)結(jié)果表明：水平井凝膠泡沫技術(shù)能夠有效抑制邊水推進(jìn)，降低油井周期綜合含水，提高開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：水平井；凝膠泡沫；稠油；邊水

1 邊水油藏水平井開發(fā)過程中存在問題

1.1 含油寬度窄、面積小，水油體積比大

受斷塊構(gòu)造格局制約，油砂體沿?cái)鄬釉跀鄩K高部位呈窄條狀展布，由于油砂體面積小、含油寬度窄，平面疊合程度差，油井只能呈單排狀（或單點(diǎn)狀）分布，基本無法形成井網(wǎng)。通過對(duì)南三塊各小層水油體積比計(jì)算，南三塊水油體積比最高達(dá) 41，一般在 11-30 之間， 邊水活躍。

1.2 水平井多輪次實(shí)施氮?dú)馀菽种七吽Ч儾睿に囘x型受限

目前某油田在抑制邊水方面比較成熟的技術(shù)有機(jī)械堵水技術(shù)、無機(jī)顆粒抑制邊水技術(shù)、氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)，但目前能夠在南三塊水平井上使用的只有氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)。

2 改善邊水油藏水平井開發(fā)效果技術(shù)思路

凝膠類調(diào)剖劑為選擇性堵劑，能夠有效保護(hù)油層，但目前市場上的凝膠調(diào)剖劑，由于受溫度和礦化度的影響，堵劑的強(qiáng)度性能很難滿足稠油熱采高溫調(diào)剖需要。基于國內(nèi)外現(xiàn)有凝膠調(diào)剖劑成膠時(shí)間較難控制及耐溫不高等問題，研制成膠時(shí)間可控、耐溫>150℃、注入性良好的凝膠調(diào)剖劑，滿足注蒸汽井高溫調(diào)剖需要意義重大。

3 凝膠體系的研制及性能評(píng)價(jià)

3.1 凝膠體系確定

凝膠體系所用基本配方為：非離子填料、不飽和烴類、成膠控制劑、保護(hù)劑等組分[3]。通過對(duì)各組分分類篩選，最終確定了各組分的成份，后又通過正交實(shí)驗(yàn)法確定了各組分的最佳配比[4]。

3.2 凝膠體系靜態(tài)性能評(píng)價(jià)

3.2.1 耐鹽性能評(píng)價(jià)

在 90℃條件下開展凝膠產(chǎn)品室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，模擬不同礦化度的條件下堵劑的成膠性能。通過表 1 可以看出，在 79000 mg/L 高礦化度下， 該凝膠具有較高的強(qiáng)度，其耐鹽性能較好，目前某油田礦化度均在10000mg/L 以下，因此該凝膠具有較好的適應(yīng)性。

3.2.2 熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

高溫反應(yīng)釜中模擬高溫條件下進(jìn)行老化試驗(yàn)，考察不同時(shí)間后的相對(duì)強(qiáng)度。可以看出，該填料體系在該凝膠調(diào)剖劑分別在 150℃、 200

℃條件下，耐溫溫 24 小時(shí)后粘彈性較好，200℃耐溫 24 小時(shí)僅少量碳化，外觀仍保持較好的膠體狀態(tài)，針挑狀態(tài)基本相同，因此該凝膠調(diào)剖劑可耐溫 200℃，具有較好的耐溫性。

3.3 凝膠體系動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)

3.3.1 體系注入性能評(píng)價(jià)

該堵劑體系其初始粘度為 53.4mPa.s，在不同注入速度、不同滲透率的填砂管中注入時(shí)，注入壓力上升較平緩，由此可以看出，堵劑的注入性能良好（圖2）。這是由于所選擇的填料體系的性質(zhì)更接近于純粘流體的特征，在注入過程中壓力基本不在堵劑中儲(chǔ)集與釋放，所以注入井口壓力不會(huì)很大。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

通過對(duì)凝膠泡沫體系研究后，2016 年現(xiàn)場應(yīng)用 4 井次，有效率100%。有效的解決了氮?dú)馀菽种七吽夹g(shù)措施效果變差的問題，延長了水平井的有效生產(chǎn)周期。通過實(shí)施后生產(chǎn)天數(shù)由119 天延長至148天，產(chǎn)油量由 236 噸上升至 340 噸，增油 416 噸，綜合含水由 87.5% 下降至83.2%，投入產(chǎn)出比1：2.0，取得了較好的措施效果（見表2）。

5 總結(jié)

1） 凝膠是一種很好的選擇性堵劑，且凝固之后具有較好的封堵性。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可以得出：研制的凝膠體系能夠耐礦化度 10000mg/l， 耐溫 200℃，粘度 53.4mPa·s，能夠滿足南三塊水平井的注入條件。

2） 現(xiàn)場優(yōu)化實(shí)施 4 井次，生產(chǎn)天數(shù)由 119 天延長至 148 天，產(chǎn)油量由 236 噸上升至 340 噸，增油 416 噸，綜合含水由 87.5%下降至83.2%，投入產(chǎn)出比 1：2.0，取得了較好的措施效果。

參考文獻(xiàn)：

[1] 陳密，趙麗萍等.利用水平井技術(shù)提高新莊南三塊稠油油藏儲(chǔ)量實(shí)踐及認(rèn)識(shí). 石油地質(zhì)與工程，2011，09：73-74.

[2] 劉廣為，周代余，姜漢橋，王陶，李俊鍵.塔里木盆地海相砂巖油藏水平井水淹規(guī)律及其模式[J].石油勘探與開發(fā)，2018，45（01）： 128-135.

[3] 顧勝藍(lán).淺議精細(xì)化成本管控體系在食用菌企業(yè)發(fā)展中的作用[J].上海農(nóng)村經(jīng)濟(jì)，2017（11）：34-35.

[4] 徐志濤. Z區(qū)塊水平井區(qū)開發(fā)調(diào)整方式研究[D].東北石油大學(xué)，2017.

[5] 凃興平. 低滲透油藏水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)研究[D].西南石油大學(xué)，2017.

[6] 郭越. 強(qiáng)底水礁灰?guī)rL油藏水平井開發(fā)影響因素及效果評(píng)價(jià)研究[D].西南石油大學(xué)，2017.

[7] 呂沖. 致密油藏體積壓裂數(shù)值模擬研究[D].東北石油大學(xué)，2017.

[8] 張?zhí)煊? 水平井注水改善低滲透油藏開發(fā)效果研究[D].成都理工大學(xué)，2017.

[9] 王傳宗. 大慶油田某區(qū)塊油水分布規(guī)律及有效開發(fā)方式研究[D].東北石油大學(xué)，2017.

[10] 張煒，周雨朦，王文生.長慶油田油藏水平井開發(fā)問題探析[J].石化技術(shù)，2017，24（01）：185.

[11] 曲寧，王湘君.某油田區(qū)塊油藏水平井開發(fā)問題的研究[J].化工管理，2017（02）：113.

[12] 郝家寶.底水油藏水平井產(chǎn)能影響因素分析[J].石化技術(shù)，2016，23（08）：201-202.

[13] 徐文江. 海上低滲透油田有效開發(fā)模式與理論研究[D].西南石油大學(xué)，2016.

[14] 文自娟. 三低礫巖油藏壓裂水平井產(chǎn)能及裂縫參數(shù)優(yōu)化研究[D].西南石油大學(xué)，2016.

[15] 陳飛飛. ICD在水平井中控水調(diào)剖參數(shù)優(yōu)選研究[D].西南石油大學(xué)，2016.