張琦

[摘 要]單六西區(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。針對以上客觀事實，近年來在高含水老區(qū)立足治水，挖掘層內、層間及平面潛力。本文主要根據該區(qū)塊油井歷周生產情況及剩余油分布規(guī)律，摸排高含水停產井，采取大修、防砂扶停、注氮調剖及轉周扶停等措施，實施層內挖潛，挖潛層內剩余油。通過對該區(qū)塊目前現狀的分析和總結，結合近年來的主要工作，對存在的問題進行深度剖析，加深了對該區(qū)塊的認識，并提出了下步的挖潛方向。

[關鍵詞]水淹；高含水；注氮調剖；剩余油；挖潛方向

中圖分類號：TE869 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）09-0294-01

1 單六西區(qū)塊概況及開發(fā)現狀

單家寺油田地理位置位于山東省東營市利津縣西南北宋鄉(xiāng)境內，區(qū)域構造位置位于東營凹陷與濱縣凸起之間的過渡地帶。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，為受前震旦系變質巖基底控制、由北向南傾沒的具有繼承性的單斜構造油藏，含油面積3.7km2， 地質儲量836.2×104t。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，投產油井169口，開井60口，日產液能力2925t/d，日產油水平247t/d，綜合含水91.6%，日注汽水平157t，累產油164萬噸，累產水1031萬噸，累注汽474.5萬噸，采出程度19.6%，采油速度1.0%，累計油氣比0.35，回采水率217.3%。

與去年同期對比：開井數增加3口，日產液增加522噸、日產油增加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 存在問題

隨著區(qū)塊開發(fā)已經進入后期，層間矛盾逐漸凸現出來，這也給老區(qū)塊油田的開發(fā)帶來一定的困難和問題。

2.1 油藏水淹嚴重

單六西館陶組原始地層壓力11.5MPa，天然能量不足，生產過程中壓力下降快。隨著開發(fā)時間的延長，地層水水侵加劇，特別是受沙三段底水的影響，油藏水淹非常嚴重。單六西綜合含水與2010年12月對比，40-60%之間井數上升1口， 60-80%之間井數下降1口，80-90%之間井數下降4口，90-95%之間的井數分別上升6口， 95-100%之間的井數持平，從總體上看，該區(qū)塊含水呈現上升趨勢。

通過以上分析和數據對比可以發(fā)現，單六西區(qū)塊水淹程度非常嚴重，該區(qū)塊的油井含水也呈現逐漸上升的趨勢，并且已經達到高含水后期。

2.2 井間汽竄嚴重

單六西在2015年共發(fā)生汽竄46井對，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76%。注汽前采取下放光桿停井燜井的有3井對，注汽過程中采取下調參數的有6對，注汽過程中采取燜井措施的有4井對，主要分布在單6中水平井、6-2-14井區(qū)及單六西構造頂部區(qū)域。汽竄頻繁和嚴格的井控措施給油井運作帶來較大的困難.

2.3 開發(fā)動態(tài)井網不完善

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

3 下步挖潛方向

3.1 氮氣泡沫調剖堵水

1、注氮調剖機理

通過向地層注入氮氣，降低巖石表面張力和界面張力，改善巖石潤濕性，堵塞大孔道并產生賈敏效應，降低水相滲透率。增加波及系數，提高了地層能量，改善了原油向井筒滲流的驅替條件，起到補充能量助排的作用。

注氮氣泡沫調剖是多輪次吞吐后提高采收率的有效技術，技術已基本配套，具有大規(guī)模推廣的潛力。

2、效果分析

2016年實施氮氣泡沫調剖共計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%，初增產油能力20t/d，綜合含水累計下降28.4%，累增油2692t。

單6-6-32井實施氮氣泡沫調剖后，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%，生產至第12周時，日液67.8t，日油19t，含水71.1%，溫度76度，生產了1116天，產油2552t，產水3681t，生產情況良好。

3.2 封竄技術研究

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間內迅速上升，從安全方面考慮，只能采取關井、停注措施，對注汽井和汽竄井都造成很大的影響，而且因為存在層間竄現象，嚴重影響了油井作業(yè)、注汽運行。

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，形成凝膠實現對大通道的封堵。在25℃下的粘度為1.5mPa·s，易于泵送進入竄流通道深部。

2、封堵效果

單6-2-28井層內存在三個高滲透段，第6周注汽時，兩口臨井汽竄嚴重，該井被迫停注。為此對6-2-28擠20m3鉻凍膠體系+70m3HMC堵劑（由30m3 HMC堵劑現場稀釋配制）進行高溫封竄措施。注汽4天后，兩口臨井出現汽竄現象，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)滾動擴邊潛力

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%，累計生產78天，周期產油478噸，產水1002噸，綜合含水67.9%。目前生產10周，累產8690t。

該井區(qū)S3段具備進一步開采的能力，目前已經對該區(qū)初步部署15口油井待實施。

4 取得認識

1、含水率上升是油田開發(fā)后期普遍存在的問題，受沙三段底水水淹影響，單六西區(qū)塊含水較高，應進一步加深認識。

2、進一步注氮調剖工藝技術以及HMC高溫封堵技術，目前應用未達到理想效果，還需根據不同井的不同情況制定相應的治理措施。

3、加深對單6-10-3新增區(qū)塊的認識，在整個區(qū)塊含水相對較高的階段，開辟新的生產單元能較好的促進油田開發(fā)。

參考文獻

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