欢西油田稀油区块开发中后期综合治理技术

摘要：针对欢西油田中高渗稀油区块开发中后期，油层非均质性严重，多年注水开发，导致剩余油分布零散，层间矛盾突出，油层存在薄隔层、薄夹层，多级分注受限制，油层胶结疏松、出砂严重等问题，运用物理、化学的方法，进行了深入研究，研究结果表明：重新评价调整井网、单一介质向多种介质转变实现多元开发，及运用新型工艺技术改善薄夹层注水开发效果，有力的补充和完善了欢西油田中高渗稀油区块开发中原有技术的不足，为欢西油田注水区块后续稳产提供了技术支持。

关键词：中高渗稀油区块；开发中后期；注采井网

引言

欢西油田构造上位于辽河拗陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部，中高渗稀油区块经过30多年的开发，已经步入开发中后期，层间矛盾突出，油层存在薄隔层、薄夹层，多级分注受限制，油层胶结疏松、出砂较为严重，驱油效果变差。针对欢西油田中高渗稀油区块存在的问题，进行了深入研究，主要开展以下5项工作：①精细地质研究；②多元开发技术研究；③注水配套技术研究；④采油配套技术研究；⑤井下工具研制。通过不断将技术转化为生产力应用于现场试验之中，对注水各项技术进行创新与应用，使中高渗稀油区块实现稳产。

1 主要研究内容

1.1 注采井网重新评价调整

1.1.1 注采井网评价

应用油藏工程法、动态监测法、检查井岩心分析法、新井水淹层二次解释法等方法综合研究，从宏观到微观、从大规模到小规模对剩余油进行了细致研究，总结了剩余油分布规律，对原注采井网重新评价。

1.1.2 调整井网

在不影响化学驱开展的情况下，充分利用完钻到空白水驱的“时间差”，在剩余油研究的基础上，合理利用化学驱井网。

1.1.3 优化注水层位，创新开展“潜力层”注水

将具有“含水相对较低、产油潜力相对较大的油层”对应的注水层段定义为“潜力层”，加强注水调配。

1.2 单一介质向多种介质转变，实现多元开发

以注水为主体，实施多元开发。一层系扩大深度调驱规模，开展氮气泡沫驱试验；二层系开展二元驱试验。主要包括：①二元驱创新配方，优化流程，通过试注确定参数；②调驱体系转换，科学化选井，创新现场调控，试验聚能移动调驱。[机理：首先将高粘度的调堵流体段塞注入高渗透油层，到达预期调堵位置时，流体流速减慢，流体的大部分动能转化为势能储存起来；接着注入低粘度的流体段塞，在到达调堵位置与其高粘流体段塞接触时，受其势能阻挡，迫使低浓度流体转向流入低渗透油层，达到聚能调驱的目的。]③稀油区块开展氮气泡沫驱试验。

1.3 三项注水新技术

1.3.1 同井地热水回注技术

通过对同井回注油层选井标准的制定，同井回注工艺管柱的优选与设计，以及井口、电潜泵、封隔器、测试等配套工具的研制，形成了同井地热水回注油层工艺技术，为注水油藏经济开采提供了工艺技术及装备支持。目前各配套工具已研制并投入生产，现场试验取得成功。

1.3.2 水井投球选注技术

油井出水是油田（特别是注水开发油田）开发过程中普遍存在的问题[1]，堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段[2]。投球调剖是针对注水井层间吸水剖面不均匀、层间矛盾突出、化学调剖时工作量大以及作业费用高而研究开发的一项新型调剖工艺技术。调剖用球为高性能专用均质刚性球。现场试验表明，投球调剖工艺技术可行，效果良好。

1.3.3 定压定量注水控制技术

通过不同测试压力及对应的注水量上下限所确定的点绘制成注水控制图，各个层段合格区域的重叠部分为最佳注水控制范围，确保注水层段全部合格[定压定量注水控制装置各层段的注水量，使其达到配注要求，其设计原理是各个层段合格区域的重叠部分为最佳注水控制范围]，最终确定选取注水压力范围和注水量范围。

1.4 新型堵水剂和防砂剂

1.4.1 新型选择性堵水剂

（1）通过室内试验，确定乳化稠油堵水的药剂新配方。

（2）研究了矿化度对乳状液黏度的影响，确定最适宜的矿化度。

（3）研究了含水对乳状液黏度的影响，确定最适宜的含水区间。

（4）研究了乳化剂浓度与乳状液黏度的关系，确定最优的乳化剂浓度。

1.4.2 新型防砂剂

国内外绝大多数油田目前分别实施防砂和堵水措施[3-4]，大大增加了生产成本。研究将防砂、堵水工艺合二为一的新型防砂堵水剂，对减少油井事故、降低生产成本、增加原油产量意义十分重要[5]。研制出的新型防砂剂在低温油井化学防砂方面形成了有效突破，主要包括：①固化温度由原200～300℃拓宽为40～350℃；②防砂后地层原始渗透率保留率由原来的70%提高到90%以上；③40℃固结强度可达到7.5MPa，阻砂井壁稳定性好。

1.5 新型注水工具

1.5.1 长胶筒封隔器

欢西油田注水开发，油层内存在薄隔层、薄夹层，常规封隔器因性能及管柱调配误差影响，不能对层内高渗透层实施有效封堵，往往造成无效循环注水。长胶筒封隔器利用胶筒的长度（2～3m）对小隔层、小夹层进行封隔，补偿管柱误差，进行再次分层，实现细分注水。

1.5.2 智能测调所用封隔器的改进

欢西油田为了提高分注合格率，引进智能测调技术，但其所用的K341封隔器无锁紧结构，正常注水时因压力波动易解封。为此，研发出复合型YK344封隔器，坐封效果好，保证了分注效果。

1.5.3 新型单向流堵塞器

常规堵塞器在高压水井作业时，井下配水器内都安装死嘴子，以此来封闭油套通道，避免液体进入油管内溢流或喷出，完井后再由测试人员重新投放活嘴。这不仅增加工作量，还很容易出现断、卡、工具掉入井内等现象，导致重复修井作业；洗井时部分液体从水嘴返进油管，造成压力下降，致使下层封隔器不解封，洗井不彻底，极易造成水嘴堵塞。研制的新型单向流堵塞器可以解决上述问题。

2 现场应用效果分析

利用该技术在欢西油田中高渗稀油区块实施各类措施总计138井次，累计增油50780.9t，创效1.012×108元，主要表现如下。

（1）稀油产量所占比例上升。稀油年产油由2005年占全厂产量的21.28%上升到目前的25.32%。

（2）稀油递减得到有效控制。综合递减率与自然递减率同上年比较分别减小12.44%与11.13%。

（3）稀油采收率得到不断提高。从甲型水驱曲线来看，理论计算最终采收率提高11.3%；从含水与采出程度及注入采出关系曲线看，采收率有提高趋势，分别预计在42%和36.4%左右。

（4）存水率逐步提高。从欢西油田稀油存水率曲线分析来看，采出程度为10%～28%时，累计存水率与理论值接近。目前存水率为27.9%，远高于理论值的15.7%。

（5）含水上升率得到控制。从欢西油田含水率与含水上升率关系曲线分析，近些年来，欢西油田稀油区块含水上升得到了有效地抑制。

（6）主力油藏压力得到恢复。近些年来地层压力得到恢复，主力注水区块地层压力保持在原始地层压力的90%左右。

3 结束语

提高欢西油田注水效果技术适合中高渗稀油区块开发，其中多元开发为欢西油田独有，同井地热水回注技术、投球选注技术等都为油田公司首次试验，整体技术水平先进。整体技术投入低，产出高，投入产出比仅为1.0：9.6，经济效益明显。研究成果皆已运用于现场应用中，如新型选择性堵水剂和防砂剂等配方很好的应用于现场，更好地指导了措施的实施，转化应用程度高。该技术为稀油中高渗区块的经济开采提供了工艺技术及装备支持，应加大推广规模。

参考文献

[1]韩大匡.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨[J].石油勘探与开发，1995，22（5）：47-55.

[2]万仁溥，罗英俊.采油技术手册（第十分册）：堵水技术[M].北京：石油工业出版社，1991.61-139.

作者简介：闻晶，女，助理工程师，2008年毕业于辽宁大学应用化学专业。