摘要：針對歡西油田中高滲稀油區(qū)塊開發(fā)中后期，油層非均質(zhì)性嚴重，多年注水開發(fā)，導致剩余油分布零散，層間矛盾突出，油層存在薄隔層、薄夾層，多級分注受限制，油層膠結疏松、出砂嚴重等問題，運用物理、化學的方法，進行了深入研究，研究結果表明：重新評價調(diào)整井網(wǎng)、單一介質(zhì)向多種介質(zhì)轉變實現(xiàn)多元開發(fā)，及運用新型工藝技術改善薄夾層注水開發(fā)效果，有力的補充和完善了歡西油田中高滲稀油區(qū)塊開發(fā)中原有技術的不足，為歡西油田注水區(qū)塊后續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了技術支持。

關鍵詞：中高滲稀油區(qū)塊；開發(fā)中后期；注采井網(wǎng)

引言

歡西油田構造上位于遼河拗陷西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田西部，中高滲稀油區(qū)塊經(jīng)過30多年的開發(fā)，已經(jīng)步入開發(fā)中后期，層間矛盾突出，油層存在薄隔層、薄夾層，多級分注受限制，油層膠結疏松、出砂較為嚴重，驅(qū)油效果變差。針對歡西油田中高滲稀油區(qū)塊存在的問題，進行了深入研究，主要開展以下5項工作：①精細地質(zhì)研究；②多元開發(fā)技術研究；③注水配套技術研究；④采油配套技術研究；⑤井下工具研制。通過不斷將技術轉化為生產(chǎn)力應用于現(xiàn)場試驗之中，對注水各項技術進行創(chuàng)新與應用，使中高滲稀油區(qū)塊實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

1 主要研究內(nèi)容

1.1 注采井網(wǎng)重新評價調(diào)整

1.1.1 注采井網(wǎng)評價

應用油藏工程法、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，從宏觀到微觀、從大規(guī)模到小規(guī)模對剩余油進行了細致研究，總結了剩余油分布規(guī)律，對原注采井網(wǎng)重新評價。

1.1.2 調(diào)整井網(wǎng)

在不影響化學驅(qū)開展的情況下，充分利用完鉆到空白水驅(qū)的“時間差”，在剩余油研究的基礎上，合理利用化學驅(qū)井網(wǎng)。

1.1.3 優(yōu)化注水層位，創(chuàng)新開展“潛力層”注水

將具有“含水相對較低、產(chǎn)油潛力相對較大的油層”對應的注水層段定義為“潛力層”，加強注水調(diào)配。

1.2 單一介質(zhì)向多種介質(zhì)轉變，實現(xiàn)多元開發(fā)

以注水為主體，實施多元開發(fā)。一層系擴大深度調(diào)驅(qū)規(guī)模，開展氮氣泡沫驅(qū)試驗；二層系開展二元驅(qū)試驗。主要包括：①二元驅(qū)創(chuàng)新配方，優(yōu)化流程，通過試注確定參數(shù)；②調(diào)驅(qū)體系轉換，科學化選井，創(chuàng)新現(xiàn)場調(diào)控，試驗聚能移動調(diào)驅(qū)。[機理：首先將高粘度的調(diào)堵流體段塞注入高滲透油層，到達預期調(diào)堵位置時，流體流速減慢，流體的大部分動能轉化為勢能儲存起來；接著注入低粘度的流體段塞，在到達調(diào)堵位置與其高粘流體段塞接觸時，受其勢能阻擋，迫使低濃度流體轉向流入低滲透油層，達到聚能調(diào)驅(qū)的目的。]③稀油區(qū)塊開展氮氣泡沫驅(qū)試驗。

1.3 三項注水新技術

1.3.1 同井地熱水回注技術

通過對同井回注油層選井標準的制定，同井回注工藝管柱的優(yōu)選與設計，以及井口、電潛泵、封隔器、測試等配套工具的研制，形成了同井地熱水回注油層工藝技術，為注水油藏經(jīng)濟開采提供了工藝技術及裝備支持。目前各配套工具已研制并投入生產(chǎn)，現(xiàn)場試驗取得成功。

1.3.2 水井投球選注技術

油井出水是油田（特別是注水開發(fā)油田）開發(fā)過程中普遍存在的問題[1]，堵水調(diào)剖技術一直是油田改善注水開發(fā)效果、實現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)的有效手段[2]。投球調(diào)剖是針對注水井層間吸水剖面不均勻、層間矛盾突出、化學調(diào)剖時工作量大以及作業(yè)費用高而研究開發(fā)的一項新型調(diào)剖工藝技術。調(diào)剖用球為高性能專用均質(zhì)剛性球?，F(xiàn)場試驗表明，投球調(diào)剖工藝技術可行，效果良好。

1.3.3 定壓定量注水控制技術

通過不同測試壓力及對應的注水量上下限所確定的點繪制成注水控制圖，各個層段合格區(qū)域的重疊部分為最佳注水控制范圍，確保注水層段全部合格[定壓定量注水控制裝置各層段的注水量，使其達到配注要求，其設計原理是各個層段合格區(qū)域的重疊部分為最佳注水控制范圍]，最終確定選取注水壓力范圍和注水量范圍。

1.4 新型堵水劑和防砂劑

1.4.1 新型選擇性堵水劑

（1）通過室內(nèi)試驗，確定乳化稠油堵水的藥劑新配方。

（2）研究了礦化度對乳狀液黏度的影響，確定最適宜的礦化度。

（3）研究了含水對乳狀液黏度的影響，確定最適宜的含水區(qū)間。

（4）研究了乳化劑濃度與乳狀液黏度的關系，確定最優(yōu)的乳化劑濃度。

1.4.2 新型防砂劑

國內(nèi)外絕大多數(shù)油田目前分別實施防砂和堵水措施[3-4]，大大增加了生產(chǎn)成本。研究將防砂、堵水工藝合二為一的新型防砂堵水劑，對減少油井事故、降低生產(chǎn)成本、增加原油產(chǎn)量意義十分重要[5]。研制出的新型防砂劑在低溫油井化學防砂方面形成了有效突破，主要包括：①固化溫度由原200～300℃拓寬為40～350℃；②防砂后地層原始滲透率保留率由原來的70%提高到90%以上；③40℃固結強度可達到7.5MPa，阻砂井壁穩(wěn)定性好。

1.5 新型注水工具

1.5.1 長膠筒封隔器

歡西油田注水開發(fā)，油層內(nèi)存在薄隔層、薄夾層，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）對小隔層、小夾層進行封隔，補償管柱誤差，進行再次分層，實現(xiàn)細分注水。

1.5.2 智能測調(diào)所用封隔器的改進

歡西油田為了提高分注合格率，引進智能測調(diào)技術，但其所用的K341封隔器無鎖緊結構，正常注水時因壓力波動易解封。為此，研發(fā)出復合型YK344封隔器，坐封效果好，保證了分注效果。

1.5.3 新型單向流堵塞器

常規(guī)堵塞器在高壓水井作業(yè)時，井下配水器內(nèi)都安裝死嘴子，以此來封閉油套通道，避免液體進入油管內(nèi)溢流或噴出，完井后再由測試人員重新投放活嘴。這不僅增加工作量，還很容易出現(xiàn)斷、卡、工具掉入井內(nèi)等現(xiàn)象，導致重復修井作業(yè)；洗井時部分液體從水嘴返進油管，造成壓力下降，致使下層封隔器不解封，洗井不徹底，極易造成水嘴堵塞。研制的新型單向流堵塞器可以解決上述問題。

2 現(xiàn)場應用效果分析

利用該技術在歡西油田中高滲稀油區(qū)塊實施各類措施總計138井次，累計增油50780.9t，創(chuàng)效1.012×108元，主要表現(xiàn)如下。

（1）稀油產(chǎn)量所占比例上升。稀油年產(chǎn)油由2005年占全廠產(chǎn)量的21.28%上升到目前的25.32%。

（2）稀油遞減得到有效控制。綜合遞減率與自然遞減率同上年比較分別減小12.44%與11.13%。

（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%；從含水與采出程度及注入采出關系曲線看，采收率有提高趨勢，分別預計在42%和36.4%左右。

（4）存水率逐步提高。從歡西油田稀油存水率曲線分析來看，采出程度為10%～28%時，累計存水率與理論值接近。目前存水率為27.9%，遠高于理論值的15.7%。

（5）含水上升率得到控制。從歡西油田含水率與含水上升率關系曲線分析，近些年來，歡西油田稀油區(qū)塊含水上升得到了有效地抑制。

（6）主力油藏壓力得到恢復。近些年來地層壓力得到恢復，主力注水區(qū)塊地層壓力保持在原始地層壓力的90%左右。

3 結束語

提高歡西油田注水效果技術適合中高滲稀油區(qū)塊開發(fā)，其中多元開發(fā)為歡西油田獨有，同井地熱水回注技術、投球選注技術等都為油田公司首次試驗，整體技術水平先進。整體技術投入低，產(chǎn)出高，投入產(chǎn)出比僅為1.0：9.6，經(jīng)濟效益明顯。研究成果皆已運用于現(xiàn)場應用中，如新型選擇性堵水劑和防砂劑等配方很好的應用于現(xiàn)場，更好地指導了措施的實施，轉化應用程度高。該技術為稀油中高滲區(qū)塊的經(jīng)濟開采提供了工藝技術及裝備支持，應加大推廣規(guī)模。

參考文獻

[1]韓大匡.深度開發(fā)高含水油田提高采收率問題的探討[J].石油勘探與開發(fā)，1995，22（5）：47-55.

[2]萬仁溥，羅英俊.采油技術手冊（第十分冊）：堵水技術[M].北京：石油工業(yè)出版社，1991.61-139.

作者簡介：聞晶，女，助理工程師，2008年畢業(yè)于遼寧大學應用化學專業(yè)。