王天慧，陳維余，孟科全

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300457）

目前調(diào)剖技術(shù)已成為海上油田主要的增產(chǎn)措施。自2003 年起，錦州9-3 油田調(diào)剖經(jīng)歷了籠統(tǒng)調(diào)剖、分層調(diào)剖、層內(nèi)調(diào)剖及整體調(diào)剖四個(gè)階段，建立了以凝膠為主，層內(nèi)生CO2、納米微球等新工藝為輔的調(diào)剖工藝體系，形成了水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別及區(qū)塊整體調(diào)剖決策技術(shù)配套技術(shù)，調(diào)剖工藝日趨成熟。油田自2012 年起，開始進(jìn)行整體調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用工作，先后在W6-4、W5-2 等6 個(gè)井組進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得良好增油降水效果。

1 錦州9-3 油田概述

1.1 基本情況

錦州9-3 油田位于渤海遼東灣北部海域，油田屬于高孔高滲油藏，孔隙度22 %～36 %，滲透率10～5 000×10-3μm2，地層平均原油粘度17.1 mPa·s，地層溫度57 ℃，地層水礦化度6 401～9 182 mg/L。油田于1999 年投產(chǎn)，截止2013 年初，油田累積產(chǎn)液2 267.89×104m3，累積注水/聚2 418.4×104m3，累計(jì)注采比0.80，綜合含水75.84 %。

1.2 開發(fā)問題及挑戰(zhàn)

錦州9-3 油田油藏埋藏淺，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松、易出砂；注采井距大（350～500 m），油層厚（平均32.7 m）；層間、層內(nèi)、平面矛盾突出；單井日注水量大，通常為500～1 200 m3；普遍采用繞絲篩管礫石充填完井方式，大段籠統(tǒng)注水開發(fā)，導(dǎo)致后期開發(fā)過程中難以進(jìn)行細(xì)分層系開采。隨著油田的注水開發(fā)，地層非均質(zhì)性增強(qiáng)，造成以下后果：生產(chǎn)井見水加快、產(chǎn)油量下降、含水率上升；地面脫水、污水處理等系統(tǒng)的負(fù)荷加大，采油成本上升。

調(diào)剖技術(shù)可有效解決地層非均質(zhì)性的問題。但錦州9-3 油田調(diào)剖作業(yè)存在以下挑戰(zhàn)：

（1）注水井大多采用篩管、礫石充填防砂的完井方式，一個(gè)防砂層段存在多個(gè)油層，分層調(diào)剖工藝實(shí)施困難。

（2）篩管和礫石充填層孔隙狹小，無法使用顆粒型調(diào)剖劑，且易對(duì)調(diào)剖體系造成強(qiáng)烈的剪切，降低調(diào)剖體系的強(qiáng)度。

（3）海上平臺(tái)空間狹小，對(duì)施工設(shè)備要求高。

（4）缺乏淡水，高礦化度的配制水對(duì)調(diào)剖劑的抗鹽性和穩(wěn)定性提出新的挑戰(zhàn)。

2 整體調(diào)剖決策技術(shù)研究

2.1 選井決策

整體調(diào)剖調(diào)剖井選擇主要依據(jù)是注水井的滲透率、吸水剖面、注入動(dòng)態(tài)及井口壓力降落等因素，利用專家系統(tǒng)知識(shí)的不確定性表示方法（隸屬函數(shù)法）[1]，將這些參數(shù)表示成選擇調(diào)剖井的決策因子（專家知識(shí)），并利用模糊評(píng)判方法[2]對(duì)多種因素進(jìn)行綜合評(píng)判，篩選出最佳的調(diào)剖井。整體調(diào)剖井選擇流程（見圖1）。

圖1 區(qū)塊整體調(diào)剖篩選流程

在前期理論研究的基礎(chǔ)上，基于軟件工程原理編制出一套整體調(diào)剖決策軟件系統(tǒng)，該軟件可實(shí)現(xiàn)區(qū)塊整體調(diào)剖選井決策、調(diào)剖劑決策、工藝設(shè)計(jì)、效果預(yù)測(cè)、效果評(píng)價(jià)的系統(tǒng)化決策功能。

2.2 調(diào)剖劑篩選

調(diào)剖劑篩選主要包括類型的選擇與用量的計(jì)算。2.2.1 類型選擇 主要考慮調(diào)剖劑與地層的配伍性，建立了常用調(diào)剖劑的性能參數(shù)數(shù)據(jù)庫，然后利用專家系統(tǒng)進(jìn)行推理，將實(shí)際區(qū)塊的特征參數(shù)與調(diào)剖劑數(shù)據(jù)庫參數(shù)匹配來優(yōu)選調(diào)剖劑類型[3]。目前已建立渤海油田凝膠類、顆粒類、泡沫類及復(fù)合類調(diào)剖劑體系100 余種調(diào)剖劑數(shù)據(jù)庫，充分滿足渤海油田調(diào)剖需求。

2.2.2 用量計(jì)算 根據(jù)注水井的吸水強(qiáng)度來確定的。調(diào)剖劑注入地層后會(huì)引起注水井吸水指數(shù)的下降，通常注入調(diào)剖劑越多，其吸水指數(shù)下降越多，因此井的吸水強(qiáng)度越大，為了降低其吸水指數(shù)就需注入越多的調(diào)剖劑[4]。單井調(diào)剖劑用量用下式計(jì)算：

式中，Ki－第i 口井的吸水指數(shù)，m3/（MPa·m）；Kj-第j 口井的吸水指數(shù)，m3/（MPa·m）；Wj-第j 口井的調(diào)剖劑用量，m3；n-調(diào)剖的總井?dāng)?shù)；h-地層厚度，m；β-用量系數(shù)，m3/m。β 是一個(gè)與地層條件和調(diào)剖劑類型有關(guān)的參數(shù)，由試注井按上式反求，對(duì)于沒有試注井的區(qū)塊，可借用地層條件相似的其他區(qū)塊的β 值。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

錦州9-3 油田西區(qū)注聚井8 口，受益油井20 口。注聚井實(shí)施注聚3 個(gè)月后，所有受益油井20 口井全部有聚合物產(chǎn)出，聚竄現(xiàn)象嚴(yán)重，大大影響注聚開發(fā)效果。通過分析8 口注聚井吸水剖面測(cè)試資料，確定Ⅰ油組是最主要的吸水層位，吸水強(qiáng)度遠(yuǎn)高于其他油組，且Ⅰ油組各小層吸水強(qiáng)度也存在較大差異，吸水剖面極不平均。

對(duì)錦州9-3 西區(qū)進(jìn)行整體調(diào)剖，利用整體調(diào)剖決策軟件系統(tǒng)，優(yōu)選出6 口一類調(diào)剖井，確定了調(diào)剖劑類型、用量及施工參數(shù)（見表1）。

表1 區(qū)塊整體調(diào)剖優(yōu)化決策數(shù)據(jù)表

2012 年初開始整體調(diào)剖試驗(yàn)，試驗(yàn)前后6 口調(diào)剖井生產(chǎn)情況數(shù)據(jù)（見表2）。截止2012 年底，區(qū)塊累計(jì)增油35 694 m3，降水123 400 m3。投入產(chǎn)出比1：8.7。

表2 JZ9-3 油田整體調(diào)剖井注入壓力與視吸水指數(shù)統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

（1）整體調(diào)剖決策軟件系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)選井決策、調(diào)剖劑決策、工藝設(shè)計(jì)、效果預(yù)測(cè)、效果評(píng)價(jià)的系統(tǒng)化決策功能。并將選井由定性描述轉(zhuǎn)化為定量分析，將增油降水、提高采收率和增加可采儲(chǔ)量納入經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，使決策結(jié)果更加合理完善。

（2）錦州9-3 油田西區(qū)整體調(diào)剖先導(dǎo)試驗(yàn)，累計(jì)增油35 694 m3，降水123 400 m3，措施效果超過先前單井調(diào)剖效果，表明整體調(diào)剖技術(shù)可有效改善高含水期油田后期開發(fā)效果，在渤海油田具有較大應(yīng)用前景。

［1］ 自寶君，唐孝芬，李宇鄉(xiāng).區(qū)塊整體調(diào)剖優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（3）：60-63.

［2］ 李宜坤，劉一江，趙福麟，等.區(qū)塊整體調(diào)剖的PI 決策技術(shù)研究［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào)，1997，21（2）：39－42.

［3］ 馮其紅，陳月明，姜漢橋.區(qū)塊整體調(diào)剖一體化技術(shù)研究［J］.石油鉆采工藝，1999，21（2）：74－79.

［4］ 陳月明.區(qū)塊整體調(diào)剖的RE 決策技術(shù)［A］.劉翔鶚.97 油田堵水技術(shù)論集［C］.北京：石油工業(yè)出版社，1998：88－91.