新工艺成为“增效剂”

○ 文／范 明 陈友猛 李广明

新工艺成为“增效剂”

○ 文／范 明 陈友猛 李广明

西北油田采油一厂通过微球深部封堵、超能弹深穿透、水力喷射压裂等工艺增效500余万元。

2015年以来，中石化西北油田采油一厂在原油价格持续低迷的市场环境下，生产经营任务遇到极大挑战。截至2016年一季度，该厂油藏开发开展4项先导性新工艺施工7井次，增产原油4320吨，增效500余万元。

微球深部封堵扩大水驱面积

采油一厂西达里亚区块上油组三叠系哈1段，因属弱能量边水层状油藏，地层天然能量严重不足，2013年以来区块开发陷入困境。

“西北油田弱能量河道砂油藏目前采出程度11.2%，采收率23.5%，主要开展的是注水开发。下一步可通过调剖、调驱试验，扩大波及体积，提高驱替效率。”采油一厂总地质师马洪涛说。

西达里亚区块上油组三叠系哈1段，2008年投入注水开发，累积注水19.40万立方米，累计注采比0.28。虽然注水初期见效,但受井间优势通道影响，含水率持续上升到90%。

该储层属中孔、中渗储层,层内非均质性严重。该注采井网从DK8井阶段含水上升情况来看， DK12注入水已形成优势通道是造成注水效果变差的主要原因。从注入水的突破速度来看，DK8-DK12井间具有一定剩余油挖潜的潜力。

为改善西达里亚上油组注水开发效果，该厂油藏管理开发技术人员结合“高渗条带”分布及注采响应关系，优选DK12井组进行微球颗粒+表活剂调驱试验。

“我们把4口含水率99%的受效井，利用微球初始粒径、膨胀系数高的调剖剂，进行深部封堵高渗透层，后续注入表面活性剂，使油水界面张力降低，将油滴在地层中形变拉伸，剥离岩石，达到驱油目的。”该厂油藏开发研究所副所长谭辉介绍调剖工艺机理。

去年8~10月，DK12井累注微球液1454立方米。对应DK1井含水率从99%降至67.4%。截至今年3月底，增油435吨，增收30余万元。

超能弹深穿透为剩余油“开窗”

针对西北油田水平井因井眼轨迹偏离油层或储层物性差，常规聚能弹穿深有限，且无法有效沟通储层，导致油井剩余油局部富集的情况，采油一厂技术人员通过试验复合深穿透射孔技术，采用穿深大于1.4米的“超2代”射孔，同时利用二级火药推进剂燃烧产生的高压气体在炮眼基础上压裂，进一步形成裂缝网格，实现有效沟通储层。

TK945H井是在阿克库勒凸起东南部桑东三号构造打的一口开发水平井，油层厚11米，单井控制储量在28.6万吨，累采油1.84万吨。这反映该井剩余油丰富但不好采。

“施工前单采跟端，累产油1004吨，供液不足关井。主要原因是储层上部物性差且下部发育夹层。”西北油田教授级高工、采油气工程专家赵普春解释。

本次射孔工艺设计采用多级复合射孔96毫米射孔枪，采用SDP39HMX29-2高温射孔弹，施工最终深穿透射孔跟端。

截至2016年3月底，该井日产油3.8吨，含水率58.8%，8个月增油860吨，生产稳定。去年，采油一厂共实施复合深穿透射孔3井次，已累计增油1198吨，累计增收毛利润300余万元。

“化学武器”堵水省掉管柱作业

西北油田以水平井开发为主，堵水治理是主要控水手段。前期采用乳状液、固相颗粒、油相微颗粒等堵水工艺控水取得一定效果，但多轮次堵水后增油效果渐差，常用堵剂难达到深部强堵效果，急需升级堵水工艺。

西北采油一厂优化传统冻胶堵剂配方，研制出新型冻胶。

该厂总工程师常公喜介绍：“新型冻胶具有‘遇水膨胀，遇油收缩’的强油水选择性，同时降低了初始黏度，更有利于冻胶进入地层深部封堵，成胶时间长且可调，满足不动管柱套管注入施工，节约换管柱堵水作业费。”

TK922H井为塔河油田桑塔木东3号构造西部的一口开发水平井。2005年8月22日完钻斜深5019.0米，2015年5月2日注入油携碳酸钙110m3+中质油70m3堵水无效。2015年6月产油0.88吨，含水率98.7%。

针对该井趾端高渗的出水特征，选用封堵能力强、油水选择性好的冻胶堵剂与中质油堵水复合段塞对渗透率较高的部位进行封堵，选择性降低高渗水侵通道的流动能力，迫使底水绕行驱扫未动用的井段。

2015年7月9日，TK922H井施工采用选择性堵剂笼统堵水，抑制高渗水侵通道，迫使底水绕行驱跟段剩余油，注入冻胶堵剂300立方米进行深部强堵，施工过程“爬坡”明显，达到15兆帕，堵水后含水98%降至 64%，日增油19吨，累增油939吨。

该工艺目前实施2井次均有效。截至2016年3月底，累增油2470吨，增效180余万元。

水力喷射压裂打开供液通道

西北油田有底水砂岩油藏区块8个，底水砂岩油藏目前采出程度24.3%，标定采收率37.5%。与同行业相比，还有一定的差距。高含水是生产的主要问题。

底水砂岩油藏埋深在4600米，油水距离近≤10米、非均质性强、层内渗透率级差在30以上，部分井受井轨迹偏离砂体和夹层等因素影响，水平井水平段动用程度低至34.5%，但是井周剩余油丰富。

针对常规射孔穿深小于1米，难以有效沟通储层的问题，该厂试验水平井水力喷射酸化技术。该技术定位准确，利用喷枪可将压力能转换为动能，携砂液高速射流进入地层。深度可大于1.5米，同时能引导液体沿喷射方向流动，后续酸液对低渗段酸化且缝高可控2-10

米，可进一步沟通储层提高产能。

“之所以优选TK921H井进行试验，是因为该井位于构造边部位，地质储量24万吨，水平段累产油3.77万吨。水平段渗透率级差大于10，水平段中后段高渗，水淹较强，前段水淹较弱，具有喷射压裂改造潜力。”该厂副总地质师刘培亮分析道。

该井水平段油层厚度13米，避水7.9米，无夹层发育，地质储量24万吨，累产油3.77万吨，采出程度低，井周剩余油丰富。

去年7月中旬，采油一厂对该井作业卡封中后段，对跟端10米喷射压裂后进一步酸化，改善低渗段物性。截至2016年3月底，TK921H井日产液36.2吨，日产油1.4吨，含水96%，已累产油217.5吨。

2015年度，该厂通过创新工艺、老区挖潜等综合治理手段，增产原油4320吨，增效550余万元，油田开发折合年自然递减率15.1%，较年初指标降低1.5%。

责任编辑：赵 雪

znzhaoxue@163.com

●油价低了，但新工艺带来的效益没有降。 摄影/范 明