中高渗稀油区块开发中后期工艺技术研究与应用

王传良(中油辽河油田分公司，辽宁 凌海 121209)

1 概述

欢西油田构造上位于辽河拗陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部，构造面积220km2，探明含油面积71.04km2，地质储量2.0423×108t。

其中稀油含油面积34.92km2，地质储量6975×104t，可采储量2422.3×104t，中高渗储量6216×104t占地质储量的88.1%。

经过多年的滚动开发，目前在生产中存在着一些难点问题：（1）剩余油分布零散；（2）储层非均质性严重；（3）层间矛盾突出；（4）油层存在薄隔层、薄夹层，多级分注受限制；（5）胶结疏松，出砂严重。

2 技术研究

为解决以上技术难题，我们从以下五个方面入手：

2.1 注采井网重新评价与调整；应用油藏工程法、动态监测法、检查井岩心分析法、新井水淹层二次解释法等方法综合研究剩余油分布规律，对原注采井网重新评价。在不影响二元驱开展的情况下，充分利用完钻到空白水驱的“时间差”，合理利用化学驱井网，对目的层下部的三层系开展挖潜。

将具有“含水较低、产油潜力较大的油层”所对应的注水层段定义为“潜力层”，加强注水调配。2010-2014 共实施“潜力层”注水275 层。分层注水合格率由2010 年以前的62.1%提高到2014年的88.6%，减少了无效注水，提高了注水利用率。

2.2 由单一介质向多种介质转变的多元化开发；以注水为主体，向多种介质开发方式转变，在二层系开展二元驱试验。

采用无碱二元配方，根本上解决了含碱配方对注入设备、采出设备结垢及采出液处理难的问题；确定适合锦16块的二元驱用聚合物和表活剂，采用四段塞注入，达到既扩大波及体积又提高驱油效率的目的。并通过对工艺流程的优化设计，使其具有设备少、投资小、布局合理的特点，在保证实现聚合物浓度单井个性化的条件下，也保证了表活剂浓度恒定。

2.3 同井地热水回注、水井投球选注、定压定量注水控制；利用电潜泵将下部水层的地热水注入上部油层。节省了地面投资，减少了注入水与地层不配伍造成的伤害，实现了“注好水”。

投球选注的调剖球主要依附主吸水层炮眼附近并在注水压差作用下靠贴封堵压实在炮眼上，改变注水分配，增强弱吸水层吸水量，降低主吸水层吸水量。

2.4 防砂剂的研制和配方优选；研制出适合稀油区块油藏特征的防砂剂，并对其进行筛选和优化，优选后的防砂剂固化温度由原200-300℃拓宽为40-350℃。对地层渗透率伤害小，地层原始渗透率保留率由原来的70%提高到90%以上。40℃固结强度可达到7.5MPa，阻砂井壁稳定性好。

2.5 注水工具的创新与改进。

a.长胶筒封隔器细分注水技术

由于常规封隔器因性能及管柱调配误差影响，不能对层内高渗透层实施有效封堵，往往造成无效循环注水。长胶筒封隔器利用胶筒的长度（2-3m）对薄隔层、薄夹层进行封隔，补偿管柱误差，进行再次分层，实现细分注水。

b.联动测调封隔器技术改进

原联动测调所采用的K341 封隔器无锁紧结构，正常注水时因压力波动易解封。研发复合型YK344封隔器，该封隔器具有扩张和压缩复合坐封的作用。坐封效果好，保证分注效果。

c.新型单向流堵塞器的研制；普通堵塞器洗井时封隔器解封不完全，高压作业时易产生溢流；圆球体单向流堵塞器因注水时受力不均产生旋转，易对出水口造成磨损。最新研制出的白瓷圆柱体单向流堵塞器具有以下优点：洗井时完全解封，高压作业无溢流产生，且白瓷圆柱体不会对出水口造成磨损。

3 现场应用效果

3.1 稀油产量所占比例上升；2014 年稀油年产油24.18 万吨，由2010年占全厂产量的21.28%上升到目前的25.32%。

3.2 稀油递减得到有效控制；2014 年综合递减率与自然递减率分别为10.27%和15.98%，同上年比较分别减小12.44%与11.13%。

3.3 稀油采收率得到不断提高；从甲型水驱曲线来看理论计算最终采收率提高11.3%。从含水与采出程度关系曲线看采收率有提高趋势，预计在42%左右。从注入采出曲线看采收率有提高趋势，预计在36.4%左右。

3.4 存水率逐步提高；采出程度大于28%以后，累计存水率明显提高，目前存水率为27.9%，远高于理论值的15.7%。

3.5 主力油藏压力得到恢复；目前主力注水区块地层压力保持在原始地层压力的90%左右。

4 结语

（1）继续引进和创新多元化开发配套工艺技术，加强管理，全面推进精细注水和高效注水，优质完成八大注水指标。

（2）优选调驱体系，因井制宜调整施工参数；优化调驱工艺，试验分层调驱。

（3）继续推广联动测调、长胶筒细分注水等技术提高分注效果；应用水力深穿透、防膨、缩膨等技术实现增注。

（4）结合中高渗稀油区块特点，不断优化堵水剂和防砂剂，继续加强推广应用规模。

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