單六西高含水開發(fā)認(rèn)識(shí)及挖潛方向

張琦

摘 要：?jiǎn)瘟鲄^(qū)塊隨著勘探開發(fā)程度的不斷提高，受老區(qū)井況逐年惡化、水淹加劇，平面、層間矛盾日益突出，油井綜合含水持續(xù)上升等諸多因素影響，挖潛難度逐年加大。針對(duì)以上客觀事實(shí)，近年來(lái)在高含水老區(qū)立足治水，挖掘?qū)觾?nèi)、層間及平面潛力。本文主要根據(jù)該區(qū)塊油井歷周生產(chǎn)情況及剩余油分布規(guī)律，摸排高含水停產(chǎn)井，采取大修、防砂扶停、注氮調(diào)剖及轉(zhuǎn)周扶停等措施，實(shí)施層內(nèi)挖潛，挖潛層內(nèi)剩余油。通過(guò)對(duì)該區(qū)塊目前現(xiàn)狀的分析和總結(jié)，結(jié)合近年來(lái)的主要工作，對(duì)存在的問(wèn)題進(jìn)行深度剖析，加深了對(duì)該區(qū)塊的認(rèn)識(shí)，并提出了下步的挖潛方向。

關(guān)鍵詞：水淹；高含水；注氮；調(diào)剖；剩余油；挖潛方向

1 單六西區(qū)塊概況及開發(fā)現(xiàn)狀

單家寺油田地理位置位于山東省東營(yíng)市利津縣西南北宋鄉(xiāng)境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位置位于東營(yíng)凹陷與濱縣凸起之間的過(guò)渡地帶。單六西位于單家寺稠油油田西區(qū)，東為單56塊。主要含油層系館陶組下部，為受前震旦系變質(zhì)巖基底控制、由北向南傾沒(méi)的具有繼承性的單斜構(gòu)造油藏，含油面積3.7km2， 地質(zhì)儲(chǔ)量836.2×104 t。油藏埋深1070-1135m，孔隙度34%，滲透率1000-5500x10-3μm2，原油密度0.97-1.04g/cm3，粘度3300-49100mPa.s，屬于特稠油。

2016年6月，投產(chǎn)油井169口，開井60口，日產(chǎn)液能力2925t/d，日產(chǎn)油水平247t/d，綜合含水91.6%，日注汽水平157t，累產(chǎn)油164萬(wàn)噸，累產(chǎn)水1031萬(wàn)噸，累注汽474.5萬(wàn)噸，采出程度19.6%，采油速度1.0%，累計(jì)油氣比0.35，回采水率217.3%。

與去年同期對(duì)比：開井?dāng)?shù)增加3口，日產(chǎn)液增加522噸、日產(chǎn)油增加22.9噸，采油速度降低0.2%，油汽比下降0.115，綜合含水上升0.8%。

2 存在問(wèn)題

隨著區(qū)塊開發(fā)已經(jīng)進(jìn)入后期，層間矛盾逐漸凸現(xiàn)出來(lái)，這也給老區(qū)塊油田的開發(fā)帶來(lái)一定的困難和問(wèn)題。

2.1油藏水淹嚴(yán)重

單六西館陶組原始地層壓力11.5MPa，天然能量不足，生產(chǎn)過(guò)程中壓力下降快。隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，地層水水侵加劇，特別是受沙三段底水的影響，油藏水淹非常嚴(yán)重。單六西綜合含水與2010年12月對(duì)比，40-60%之間井?dāng)?shù)上升1口， 60-80%之間井?dāng)?shù)下降1口，80-90%之間井?dāng)?shù)下降4口，90-95%之間的井?dāng)?shù)分別上升6口， 95-100%之間的井?dāng)?shù)持平，從總體上看，該區(qū)塊含水呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。

通過(guò)以上分析和數(shù)據(jù)對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，單六西區(qū)塊水淹程度非常嚴(yán)重，該區(qū)塊的油井含水也呈現(xiàn)逐漸上升的趨勢(shì)，并且已經(jīng)達(dá)到高含水后期。

2.2 井間汽竄嚴(yán)重

單六西在2015年共發(fā)生汽竄46井對(duì)，2016年上半年共注汽21井次，其中發(fā)生汽竄16井次，比例高達(dá)76%。注汽前采取下放光桿停井燜井的有3井對(duì)，注汽過(guò)程中采取下調(diào)參數(shù)的有6對(duì)，注汽過(guò)程中采取燜井措施的有4井對(duì)，主要分布在單6中水平井、6-2-14井區(qū)及單六西構(gòu)造頂部區(qū)域。汽竄頻繁和嚴(yán)格的井控措施給油井運(yùn)作帶來(lái)較大的困難。

2.3開發(fā)動(dòng)態(tài)井網(wǎng)不完善

單六西采用176m×125m反九點(diǎn)井網(wǎng)投產(chǎn)129口井，井網(wǎng)密度34.2口/km2，單井控制儲(chǔ)量5-7×104t，隨著吞吐輪次的不斷增加，套管損壞和高含水停產(chǎn)井增多，動(dòng)態(tài)井網(wǎng)不完善，可利用井僅68口，單井控制儲(chǔ)量10-13×104t，井網(wǎng)密度20.6口/km2，儲(chǔ)量控制程度差，損失控制儲(chǔ)量近430×104t，最終采收率難提高。

3 下步挖潛方向

3.1氮?dú)馀菽{(diào)剖堵水

1、注氮調(diào)剖機(jī)理

通過(guò)向地層注入氮?dú)猓档蛶r石表面張力和界面張力，改善巖石潤(rùn)濕性，堵塞大孔道并產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，降低水相滲透率。增加波及系數(shù)，提高了地層能量，改善了原油向井筒滲流的驅(qū)替條件，起到補(bǔ)充能量助排的作用。

注氮?dú)馀菽{(diào)剖是多輪次吞吐后提高采收率的有效技術(shù)，技術(shù)已基本配套，具有大規(guī)模推廣的潛力。

2、效果分析

2016年實(shí)施氮?dú)馀菽{(diào)剖共計(jì)6井次，開井5井次，措施后日油能力由11.8t上升到31.8t，綜合含水由95.1%下降到89.4%，初增產(chǎn)油能力20t/d，綜合含水累計(jì)下降28.4%，累增油2692t。

單6-6-32井實(shí)施氮?dú)馀菽{(diào)剖后，注汽壓力明顯上升，注汽效果得到了有效的改善。下泵第7天含水降至81%，生產(chǎn)至第12周時(shí)，日液67.8t，日油19t，含水71.1%，溫度76度，生產(chǎn)了1116天，產(chǎn)油2552t，產(chǎn)水3681t，生產(chǎn)情況良好。

3.2 封竄技術(shù)研究

單六西自2007起開始汽竄加劇，汽竄發(fā)生后，油井溫度和液量短時(shí)間內(nèi)迅速上升，從安全方面考慮，只能采取關(guān)井、停注措施，對(duì)注汽井和汽竄井都造成很大的影響，而且因?yàn)榇嬖趯娱g竄現(xiàn)象，嚴(yán)重影響了油井作業(yè)、注汽運(yùn)行。

1、凝膠類堵劑原理

該堵劑組成單元的A環(huán)為間苯二酚型，B環(huán)為鄰苯二酚型。A、B環(huán)在一定條件下可與醛類發(fā)生縮合反應(yīng)，形成凝膠實(shí)現(xiàn)對(duì)大通道的封堵。在25℃下的粘度為1.5mPa·s，易于泵送進(jìn)入竄流通道深部。

2、封堵效果

單6-2-28井層內(nèi)存在三個(gè)高滲透段，第6周注汽時(shí)，兩口臨井汽竄嚴(yán)重，該井被迫停注。為此對(duì)6-2-28擠20m3鉻凍膠體系+70m3HMC堵劑（由30m3 HMC堵劑現(xiàn)場(chǎng)稀釋配制）進(jìn)行高溫封竄措施。注汽4天后，兩口臨井出現(xiàn)汽竄現(xiàn)象，但是汽竄程度減輕，封竄起到一定效果。

3.3 單6-10-3井區(qū)滾動(dòng)擴(kuò)邊潛力

單6-10-3井屬于單六西沙三段，射開ES3，1082.0m-1098.0m，16m/2層，該井為2011年單六西的開發(fā)滾動(dòng)新井，先期采取繞絲管防砂方式，第一周注汽量3480噸，干度為70.4%，流溫流壓資料顯示：井內(nèi)全部為蒸汽，注汽效果較好。

單6-10-3井第一周放噴，最高油壓5MPa，放噴時(shí)峰值溫度97度，峰值液量68.9噸，峰值油量3.3噸，含水95.1%，累計(jì)生產(chǎn)78天，周期產(chǎn)油478噸，產(chǎn)水1002噸，綜合含水67.9%。目前生產(chǎn)10周，累產(chǎn)8690t。

該井區(qū)S3段具備進(jìn)一步開采的能力，目前已經(jīng)對(duì)該區(qū)初步部署15口油井待實(shí)施。

4 取得認(rèn)識(shí)

1、含水率上升是油田開發(fā)后期普遍存在的問(wèn)題，受沙三段底水水淹影響，單六西區(qū)塊含水較高，應(yīng)進(jìn)一步加深認(rèn)識(shí)。

2、進(jìn)一步注氮調(diào)剖工藝技術(shù)以及HMC高溫封堵技術(shù)，目前應(yīng)用未達(dá)到理想效果，還需根據(jù)不同井的不同情況制定相應(yīng)的治理措施。

3、加深對(duì)單6-10-3新增區(qū)塊的認(rèn)識(shí)，在整個(gè)區(qū)塊含水相對(duì)較高的階段，開辟新的生產(chǎn)單元能較好的促進(jìn)油田開發(fā)。

參考文獻(xiàn)：

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