高3618塊難動用儲量儲層改造技術對策與應用

＊盧施奇

(遼河油田興隆臺采油廠 遼寧 124010)

高3618塊難動用儲量儲層改造技術對策與應用

＊盧施奇

(遼河油田興隆臺采油廠 遼寧 124010)

針對高3618塊蒸汽吞吐開發(fā)過程中暴露出的主要問題，在以往儲層改造技術經驗和效果分析的基礎上，分析了區(qū)塊L6砂體儲層改造必要性，開創(chuàng)性提出了采用壓裂注汽技術對L6砂體進行儲層改造技術對策，并開展了現(xiàn)場試驗，取得了非常理想的增油效果。

難動用儲量；儲層改造；壓裂注汽；高3618塊

1.區(qū)塊概況

高3618塊蓮花油層屬于高升鼻狀構造東北翼的一部分，構造高點在高3-5-17井附近，北、西、東南三面被斷層所遮擋，主要發(fā)育4、5、6三套砂體。L6砂體在整個區(qū)塊內均有發(fā)育，主要為分流水道沉積，砂體由南東向北西方向減薄，油藏埋深-1620m～-1870m，平均厚度為52m，巖性主要為砂礫巖、含礫不等粒砂巖、中-細砂巖等，粒度中值平均0．50mm，膠結物為泥質膠結；地層條件下原油粘度605mPa·s，膠質、瀝青質含量49．7%；含油面積1．16km2，石油地質儲量473．4×104t，原始地質壓力18．4MPa，飽和壓力11．26MPa。

區(qū)塊L6砂體為低速難動用儲量，產量低，采出程度低，目前砂體地質儲量473．4萬噸，占區(qū)塊地質儲量的35．7%，日產油31噸，占區(qū)塊日產量的26．1%，累產油18．5萬噸，占區(qū)塊日產量的12．4%，采出程度僅3．91%，采油速度僅0．21%。主要原因是長期以來，區(qū)塊L6砂體油井普遍存在“注不進、采不出”問題，即吞吐注汽壓力高、注不進、注汽質量差，轉抽后油井供液差、產能低。

2.區(qū)塊以往儲層改造效果不理想原因

為提高區(qū)塊6砂體開發(fā)效果，2013年，在區(qū)塊L6砂體發(fā)育較好的中北部位的停產井及低產井中，部署5口側鉆井，均鉆遇6砂體，來提高6砂體的儲量動用程度，從而提高開發(fā)效果。360171側為區(qū)塊在該部位部署的一口側鉆井，2013年5月完鉆。高360171側生產歷史可分為側鉆前及側鉆后兩個階段。側鉆前開采5砂體，共吞吐5輪，效果較好，但周期產油及油汽比遞減快。側鉆后生產L6砂體，側鉆注汽投產注不進，產能低，生產15天后關井，2013年9月補孔注汽仍注不進，轉抽后產量低，生產一個月后關井。

(1)L6砂體油層物性較差

L6砂體砂泥巖互層，存在大段的差油層，油層物性較差。同區(qū)塊的L5砂體平均孔隙度17．9%，平均滲透率597．6×10-3μm2，平均泥質含量9．6%，而L6砂體平均孔隙度12．2%，平均滲透率94．6×10-3μm2，平均泥質含量14．4%。L6砂體油層物性較差是該井側鉆后效果不好的主要原因。

(2)側鉆過程中存在泥漿污染問題

該井側鉆過程中鉆遇油層時，采用鉆井液密度為1．1-1．12g/cm3，油層深度為1760．9-1838．2m，折算鉆井液在鉆遇油層時產生壓力應在19．3-20．2MPa之間。按區(qū)塊同砂體觀察井高3517油層壓力計算，該井油層壓力為10MPa左右，與鉆井液在油層產生壓力相比有較大差距，所以側鉆過程中必定存在一定的泥漿污染問題，給本來物性相對較差的L6砂體又造成一定的傷害。另外，該井側鉆后替出井內全部泥漿下泵生產僅3天，就卡泵作業(yè)，提出泵管后發(fā)現(xiàn)有80米泥漿，也表明該井鉆井過程中存在一定的泥漿污染問題。

由于該井油層物性差、又存在一定泥漿污染問題，導致側鉆后注汽注不進，轉抽后油井負荷重，低產低效。側鉆后共注汽2輪，一輪直接注汽，注汽壓力高、干度低，注汽質量差，2013年5月26日注轉抽，摻油4t/d，日產油僅1t/d，仍油稠，6月15日低產關井；2013年9月補孔二輪注汽，注汽中仍存在壓力高注不進，注汽量不穩(wěn)定情況，2013年9月7日補孔注汽開，日摻油5t/d，日產油1．5t/d，仍油稠不能正常生產，后因油稠、低產被迫關井。

3.儲層改造必要性及技術對策

通過該井停產原因分析可知，本井油層物性差、泥漿污染嚴重是造成投產后注汽注不進的主要原因，若能對本井的油層進行改造，達到油層注進汽、注好汽，增產效果一定會得到明顯改善。

從相鄰同層位鄰井360183的生產歷史也可得出這一結論。360183井以前為撈油井，見采油曲線，2013年5月補注L6一輪由于注汽困難，只注1500t，高峰期產量8．2t/d，但產量下降快，三個月后下降為2t/d以下。二輪注汽時注汽仍較困難，注汽量2700t，周期產油為650t，油汽比0．241。2015年3月三輪注汽時注汽質量較好，注汽量4030t，周期產油為952t，油汽比0．236。

從360183井生產情況可以看出，L6砂體有一定產能，只要注進汽，就能獲得較好的增產效果。若能復產成功，可打開區(qū)塊6砂體開采的新局面，主要依據(jù)如下：

(1)L6砂體在全區(qū)廣泛分布，有較高的地質儲量

360171側生產的L6砂體在以往的開發(fā)過程中，雖屬低速難動用儲量，但在全區(qū)廣泛分布，最薄部位在區(qū)塊南部，有效厚度也在20米以上，在中部及中北部油層有效厚度達到50米以上，L6砂體地質儲量達到473．4×104t。

(2)L6砂體含油飽和度較高

據(jù)本區(qū)105米加密井高3-61-154井巖芯分析結果，L6砂體未受到蒸汽波及，地下含油飽和度43．1%，含油飽和度較高。

(3)地層壓力較高，采出程度低

據(jù)近幾年區(qū)塊中部二口井測壓資料可知，L6砂體目前有較高的地層壓力，構造位置較高的高3517井是一口L6的觀察井，2014年7月6日L6油層中深壓力達到9．7MPa，高3-6-179井是5、6砂體合采正常生產井，2014年7月12日檢泵測得油層中部靜壓4．0MPa，分析高3618塊中部L6地層壓力應在6MPa以上。

L6砂體目前累采油、采出程度均較低，累采油僅為18．5034×104t，采出程度僅為3．91%，可采儲量采出程度僅為62．5%，較區(qū)塊平均水平77．4%低了14．9%。

(4)目前壓裂工藝技術成熟

目前油井壓裂改造技術成熟，360171側油層物性差可完全通過壓裂來進行改善，在改造油層的基礎上進行注汽，實現(xiàn)注夠汽、注好汽，達到油井復產增產的目的。

4.措施實施情況及效果

(1)壓裂實施情況

在壓裂施工之前，結合油層的特點，對壓裂液的用量、注入速度、類型、支撐劑的類型、砂比等幾個方面都做了認真的論證：在壓裂液用量及注入速度上，采用短時間注入大劑量的方法，對近井地帶油層制造寬、深的大裂縫，來充分改造油層物性、解除近井地帶泥漿污染；在壓裂液類型上，采用凍膠代替通常用的高溫壓裂液，來達到破膠快、返排快的目的，盡量減少壓裂液對地層的傷害；在支撐劑的類型上，選用高強度耐壓陶粒代替通常用的石英砂，來達到新造裂縫不變形、高溫熱采不變質的目的；在砂比方面采用大砂比，從通常用的20-25%提高到30%，來達到較好壓裂效果的目的。

在充分論證的基礎上，2014年7月對本井L6砂體實施了壓裂措施，主要達到以下幾個目的：一是改造油層物性；二是解除側鉆時近井地帶的泥漿污染；三是提高地層導流能力；四是改善油層吸汽狀況。

在壓裂方案確定之后，現(xiàn)場嚴格實施，以油管注入的方式共使用前置液凍膠50m3，攜砂液凍膠67m3，頂替液原膠8．7m3，支撐劑為陶粒，砂比為29．9%。

(2)返排壓裂液生產情況

壓裂后2014年7月17日下泵返排壓裂液，共生產5天，累產液32．6t，累產油5．3t，后因油層供液差、油稠，油井產量低關井待注汽。

(3)壓裂注汽實施情況

2015年6月，在天然氣充足注汽質量得到充分保證的情況下進行注汽，此次注汽過程中注汽質量明顯提高，雖壓力仍較高，但注汽干度及注汽量均達到預定值，與側鉆后前二輪對比，注汽質量明顯提高。

(4)壓裂注汽效果

轉抽后效果很好，2015年7月1日轉抽，截止12月31日，已累增油1351t，平均日增油7．8t，目前日增油仍高達5．5t/d。

(5)其它井推廣情況

在360171側井6砂體壓裂注汽取得較好效果的基礎上，在該塊一期優(yōu)選出4口井實施該措施，已全部實施，已轉抽2口，作業(yè)2口。已轉抽的2口井也取得了較好效果。高371164井10月21日轉抽，截止12月31日，已累增油688t，平均日增油9．6t，目前日增油8．5t/d；高371158井11月20日轉抽，截止12月31日，已累增油324t，平均日增油7．9t，目前日增油4．3t/d。

近期，在該區(qū)塊的其它部位常規(guī)及側鉆完井的油井中選出可實施L6砂體壓裂注汽井4口，待條件成熟后可分步實施。

(6)部署新井情況

在區(qū)塊L6砂體壓裂注汽取得較好效果的前提下，為改善整個區(qū)塊6砂體的開發(fā)效果，2015年底在L6油層有效厚度大于30m的西北部位，按105m井距部署油井7口，包括新增部署井2口，遺留部署井5口，目的層為6砂體。平均單井設計進尺1776．4m，設計單井日產油能力8t/d，建成原油年生產能力2×104t。

5.經濟效益分析

高3618塊難動用儲量L6砂體壓裂注汽措施取得了較好的經濟效益。已轉抽的3口井目前周期均未結束，三口井合計周期增油8443t，累積創(chuàng)效352．84萬元。根據(jù)公式：

E = Q×（P－T－C－Cf）－I

其中：Q（增油量）=0．8443×104噸；

P（噸油價格）=1481元/噸；

T（稅金）=26元/噸；

C（操作成本＋折舊、折耗）=665元/噸；

Cf（費用）=153．8元；

I（投資）=184．3×104元（壓裂費135萬元、作業(yè)費18萬元、 注汽費31．3萬元）。

6.結論

(1)3618塊難動用儲量L6砂體采用壓裂改造油層物性再注汽的方法提高油井產量是可行的，已取得較好的增油效果。

(2)高二、三區(qū)平均油層物性較好，但仍應分砂體、分層系分別對待，對物性較差的油層壓裂放噴后再注汽工藝技術取得了較好的增油效果，對下步開發(fā)調整也具有指導意義。

[1]張琪．采油工程原理與設計．山東東營:石油大學出版社,2000．[2]萬仁溥,羅英?。捎图夹g手冊．北京:石油工業(yè)出版社,1994．

盧施奇（1988～），男，遼河油田興隆臺采油廠，研究方向：生產運行管理。

(責任編輯李燕）

Application of the Difficult-to-produce Reserves Reconstruction Technology for High 3618 Block and Countermeasures

Lu Shiqi
（Liaohe Oilfield Company, Xinglongtai Oil Extraction Plant, Liaoning, 124010）

Aimed at the main problems revealed in the development process of high 3618 block steam huff and puff and on the basis of the technology experience and effect analysis of the past reservoir reconstruction, this paper analyzes the necessity of block L6 sand body reservoir reconstruction and puts forward the pioneering countermeasures of adopting fracturing steam injection technology to take reservoir renovation technology for L6 sand body, besides, it also carries out the field test and obtains the ideal effect of oil increase.

difficult-to-produce reserves；reservoir reconstruction；fracturing steam injection；high 3618 block

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