楊茜（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

1 儲層欠注井情況

隨著外圍儲層注水開發(fā)的深入，欠注井數(shù)逐年增加，地層能量明顯不足，影響區(qū)塊的整體開發(fā)效果。統(tǒng)計目前欠注井共有861 口1 835 個層段，占注水井總井數(shù)的37.98%，平均單井注水壓力15.3 MPa，日配注27.3 m3，日實注12.7 m3，而其中外圍區(qū)塊欠注井比例達到54%以上，平均單井日欠注超過14 m3。從儲層欠注井情況分區(qū)統(tǒng)計看（表1），欠注井由北向南呈逐漸加重趨勢，特別是敖A 區(qū)塊出現(xiàn)了成片欠注的情況，影響注水開發(fā)效果。

2 欠注原因分析

2.1 儲層物性差滲透率低

敖A 儲層以三角洲前緣席狀砂沉積為主，平均有效孔隙度為21.6%，空氣滲透率為13.3×10-3～40.9×10-3μm2，油層孔隙發(fā)育、連通性較好，顆?？紫吨泄采G泥石與次生石英，表面共生綠泥石與伊利石，由于砂體發(fā)育薄差、滲透率低、孔隙泥質(zhì)含量高，使得后期生產(chǎn)過程中注水壓力高，吸水能力差[1-2]，形成長期欠注井。

2.2 難以建立有效驅(qū)替

敖A 區(qū)塊發(fā)育近東西向天然裂縫，在以往井網(wǎng)條件下，對敖304#注入井采用示蹤劑進行驗證，東西向示蹤劑突破時間短（水井同排方向），見劑濃度明顯，且后期生產(chǎn)過程中東西向含水快速上升，而非東西向未見到顯示，敖304#注入井示蹤劑測試情況見表2。分析原因主要受天然裂縫影響，造成不同方向的注水差異，為此，在敖A 區(qū)塊改為線性注水方式，避免了裂縫性見水的情況，但南北向的注采關(guān)系（非裂縫方向），難以建立有效驅(qū)替關(guān)系，造成注入端壓力高，吸水能力差，形成長期欠注井，而油井端表現(xiàn)為地層能量不足，采出程度低的情況。

表2 敖304#注入井示蹤劑測試情況

2.3 近井地帶嚴重污染

近井污染的原因，一是受注入水懸浮顆粒、含油雜質(zhì)、硫酸還原菌等有機雜質(zhì)影響，形成一定半徑的污染帶；二是井底壓力高，地層出油出蠟，在水嘴或近井地帶形成堵塞，多見于轉(zhuǎn)注井。由于污染堵塞地帶的形成，造成井筒附近滲流能力降低，使得注入壓力提高，吸水量減少[3]。

3 欠注井解堵增注技術(shù)及分析

通過對外圍區(qū)塊儲層物性條件分析，確定影響區(qū)塊注水井欠注的主要原因[4-6]，針對儲層物性差，建立有效驅(qū)替難，近井污染堵塞的問題，采用壓裂改造為主[7]，化學解堵為輔的方式，提高欠注井治理效果。

3.1 增注工藝優(yōu)化

3.1.1 壓裂液優(yōu)選

由于敖南儲層物性差、滲透率低、敏感性強，需要低污染、低殘渣及穩(wěn)定性強的壓裂液體系，降低儲層傷害，同時提高裂縫控制體積，目前可應用的壓裂液主要有：胍膠壓裂液、清水壓裂液[8-9]及清潔壓裂液，通過組分及物性特點分析，選用攜砂能力強、殘渣含量低的“聚合物+表活劑+黏土穩(wěn)定劑”的清潔壓裂液，水井壓裂液特點見表3。

3.1.2 工藝優(yōu)化

敖A 區(qū)塊主要以線性注水方式為主，對受儲層物性及砂體影響出現(xiàn)的欠注井，根據(jù)儲層物性條件及裂縫特征，采用提高注水波及體積、縮短有效趨替距離的方式改善欠注井注水效果。

1）對于砂體發(fā)育較好主體席狀砂儲層，利用深穿透的方式強化鄰井注水干擾，提高注水波及體積，達到提高注水效果的目的。設計單層砂量由6～7 m3提高到10～20 m3，平均裂縫穿透比由15%提高到35%，提高水井注入效果，及同排水井干擾強度，增大非裂縫方向的波及體積。

2）對于發(fā)育較差的非主體席狀砂儲層，利用小層對應壓裂的方式，注入端采用深穿透方式提高注水干擾強度，采出端采用轉(zhuǎn)向壓裂方式，縮短有效驅(qū)替距離，在南北向建立有效驅(qū)替關(guān)系，達到有效治理欠注井目的。

3.1.3 配套工藝優(yōu)化

為保證壓裂后降壓增注效果，避免裂縫有效支撐體積前移、縫口閉合，采用“發(fā)泡劑+尾追樹脂砂”的方式，利用發(fā)泡劑產(chǎn)生熱量軟化樹脂砂薄膜，變縫口支撐劑點接觸為面接觸，提高縫口支撐強度，避免出現(xiàn)縫口“包餃子”現(xiàn)象，降低壓裂改造效果，根據(jù)施工經(jīng)驗，設計單井發(fā)泡劑用量1 000 kg，尾追樹脂砂2 m3，可達到有效支撐縫口的目的。

根據(jù)以上分析，對于敖南儲層的長期欠注井，采用“清潔壓裂液+黏土穩(wěn)定劑+增大裂縫穿透比（或?qū)獕毫眩?尾追樹脂砂”的改造工藝，提高欠注水井的降壓增注效果，達到解除污染、建立有效驅(qū)替，完善注采關(guān)系的目的。

3.2 解堵工藝優(yōu)化

由于外圍區(qū)塊部分井為轉(zhuǎn)注井，受注入水溫度影響，近井地帶容易出現(xiàn)死油死蠟，造成近井地帶形成堵塞污染帶，使得注水壓力增大，吸水量減小，針對這類井采用壓裂、解堵綜合改造的方式。一是壓裂工藝提高注水波及體積，在設計上根據(jù)井網(wǎng)條件及砂體發(fā)育，采用深穿透或?qū)脑斓姆绞剑龃蟛绑w積，縮短驅(qū)替距離；二是化學解堵解除近井死油污染，設計采用自生CO2解堵方式，產(chǎn)生熱量及CO2氣體，溶解死油死蠟，降低原油黏度，提高流動能力，解除污染堵塞，保證近井地帶吸水能力，達到解堵增注的效果，自生CO2解堵機理及工藝體系見表4。

表3 水井壓裂液特點

表4 自生CO2解堵機理及工藝體系

4 工藝技術(shù)評價

1）通過提高裂縫控制距離、增大穿透比及對應改造的方式，可有效提高物性發(fā)育差、有效厚度薄、難以建立有效驅(qū)替儲層的長期欠注井的治理效果，相比與常規(guī)方式，累計效果明顯增加。

在敖A 線性注水區(qū)塊，對比相似儲層條件井，2017 年實施6 口井，相比于2014 年單層砂量從6～7 m3，提高到10～20 m3，大幅度的提高了裂縫的控制程度及溝通距離，對比壓后效果，日增注提高11.4 m3，有效期延長134 天，累計增注提高1 862 m3，鄰近油井也見到了增油效果，井組平均增油達到157.3 t，平均單井取得經(jīng)濟效益35.7 萬（45美元/桶），通過提高裂縫控制距離，縮短驅(qū)替距離，有效提高欠注井治理及連通油井的增油效果，取得較好的經(jīng)濟效益，2014、2017年敖南區(qū)塊欠注井壓裂效果統(tǒng)計見表5。

2）采用壓裂+化學解堵方式治理出油欠注井，解除井底堵塞水嘴的死油、死蠟，同時利用壓裂改造技術(shù)，增大注水波及體積，提高欠注井治理效果。

以敖300#井為例，該井2012 年3 月油轉(zhuǎn)水，初期日注水40 m3，正常注水360 天，欠注720 天，以往測試過程中發(fā)現(xiàn)出油、出氣嚴重，投注以后吸水效果差，為長期欠注井，敖300#井以往生產(chǎn)曲線見圖1。為改造吸水效果，2017 年實施壓裂改造，初期注水效果較好，由于出油出蠟，注水效果變差，采用自生CO2化學解堵方式，解除近井堵塞，疏通裂縫通道。壓裂設計上采用深穿透方式，單層砂量10～18 m3，裂縫長度80～140 m，提高波及體積，同時解除死油死蠟堵塞，設計解堵半徑8.1 m，以0.35 m3/min 排量注入52 m3藥劑，生熱劑以1∶1 比例籠統(tǒng)注入，達到解堵目的。

圖1 敖300#井以往生產(chǎn)曲線

利用壓裂和解堵后，該井取得較好的增注效果，初期增注15 m3，壓力下降3.5 MPa，截止到2018 年11 月累計增注2 720 m3，有效期達到了256 天，降壓增注效果顯著提高，敖300#井壓裂及解堵后生產(chǎn)曲線見圖2，改變了長期欠注的情況，注水30 天后鄰近油井見到了增油效果，日產(chǎn)油提高了0.5 t，累計增油189.3 t，獲得經(jīng)濟效益42.9萬元。

表5 2014、2017年敖南區(qū)塊欠注井壓裂效果統(tǒng)計

圖2 敖300#井壓裂及解堵后生產(chǎn)曲線

3）針對外圍裂縫性儲層欠注井比例高，常規(guī)改造方式基本無效的情況，通過欠注井特點分析，欠注類型劃分，采用針對性的改造技術(shù)，通過個性化設計，現(xiàn)場共實施7 口井，平均單井累計增注達到了2 037 m3，平均單井組油井增油162 t，獲得經(jīng)濟效益36.7萬元。利用這種改造技術(shù)及設計方式，不僅提高了外圍欠注井治理效果，也改變了以往常規(guī)改造方式油井不見油、無效益的情況。

5 結(jié)論

1）葡萄花外圍儲層形成長期欠注井的主要原因是儲層物性差、滲透率低、天然裂縫發(fā)育，油水井難以建立有效驅(qū)替。

2）對于外圍薄差儲層的長期欠注井，采用“清潔壓裂液+黏土穩(wěn)定劑+增大裂縫穿透比+尾追樹脂砂”的改造工藝，累計增注效果及有效期顯著增加，有利于外圍薄差儲層欠注井的治理。

3）對于出油欠注井，由于井底死油、死蠟易重新形成污染帶，造成壓后增注效果不理想，對于這類井建議采用壓裂與化學解堵結(jié)合的方式，達到解堵增注目的。