海清華

摘? 要：針對(duì)杜84館陶油藏低物性?shī)A層發(fā)育，導(dǎo)致SAGD開(kāi)發(fā)過(guò)程中蒸汽腔擴(kuò)展受限、注采井間汽竄、蒸汽腔上部泄油受阻的問(wèn)題，研究應(yīng)用了強(qiáng)酸溶蝕及壓裂酸化等低物性?shī)A層改造技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)對(duì)低物性?shī)A層的有效處理，達(dá)到迫使夾層形成蒸汽及泄油通道，防止注采井間汽竄，擴(kuò)大蒸汽腔發(fā)育，保證蒸汽腔向下泄油的目的，有效改善SAGD開(kāi)發(fā)效果，具有廣闊的應(yīng)用前景。

關(guān)鍵詞：SAGD;低物性?shī)A層;強(qiáng)酸溶蝕 ;改造技術(shù)

引言

杜84館陶油藏位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡中段，開(kāi)發(fā)目的層為上第三系館陶組繞陽(yáng)河油層，油藏構(gòu)造為一向北東傾斜的單斜構(gòu)造，傾角2°-3°，埋深530～640m，含油面積1.37km²，地質(zhì)儲(chǔ)量1835×10⁴t。平均孔隙度36.3%，平均滲透率5539×10^-3μm²，平均泥質(zhì)含量4.2%，屬于高孔、高滲、低泥質(zhì)含量?jī)?chǔ)層。該油藏于1999年采用蒸汽吞吐投入開(kāi)發(fā)，2008年底轉(zhuǎn)入SAGD開(kāi)發(fā);目前17個(gè)井組已全部轉(zhuǎn)入SAGD開(kāi)發(fā)。由于縱向上發(fā)育的三套低物性?shī)A層均位于生產(chǎn)井上部，對(duì)蒸汽腔發(fā)育及重力泄油造成極大影響，轉(zhuǎn)入SAGD開(kāi)發(fā)三年后，井組采液量一直持續(xù)在250t左右，盡管采取了一系列動(dòng)態(tài)調(diào)控措施^[1]，但SAGD開(kāi)發(fā)效果未得到有效改善。

1 低物性?shī)A層研究

結(jié)合杜84-館觀12取芯井巖心分析結(jié)果確定了低物性段的電性、巖性及物性特征。低物性段電阻率小于100Ω.m，孔隙度小于20%，滲透率小于100×10^-3μm²巖性為含粉砂極細(xì)砂細(xì)砂巖。

依據(jù)低物性段確定原則，通過(guò)精細(xì)油層對(duì)比，明確了低物性段分布規(guī)律：縱向上主要分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三套，由西向東連續(xù)發(fā)育。其中杜84-館H50-59井區(qū)平均厚度1-2m，杜84-館H18-23井區(qū)2-4m。其中第Ⅰ套低物性段由于埋深較淺，處于館陶油層的頂部，還未對(duì)SAGD開(kāi)發(fā)造成影響;第Ⅱ、Ⅲ套低物性段埋藏較深且分布在水平井附近，是目前制約SAGD開(kāi)發(fā)的主要因素。

受低物性段儲(chǔ)層物性發(fā)育狀況、注汽井射孔井段、注汽井點(diǎn)位置等因素影響，注汽井在生產(chǎn)上表現(xiàn)各有不同。注汽井段上方存在低物性段，蒸汽無(wú)法突破，不泄油;注汽井段位于兩套低物性段之間，蒸汽腔憋壓，水平井與注汽井發(fā)生汽竄。

2 低物性?shī)A層改造技術(shù)研究

由于低物性?shī)A層厚度僅在0.5m-4m之間，單純補(bǔ)孔注汽達(dá)不到形成泄油通道的目的，大型體積壓裂成本過(guò)高，施工難度極大，為此尋求經(jīng)濟(jì)有效的改造技術(shù)是提高SAGD開(kāi)發(fā)效果的關(guān)鍵。結(jié)合取芯井巖心分析結(jié)果，低物性?shī)A層主要為細(xì)分砂巖，氫氟酸酸化是最經(jīng)濟(jì)有效的方式^[2]，同時(shí)為保證酸化效果，采取壓裂酸化的方式進(jìn)行施工。受到現(xiàn)場(chǎng)封隔器坐封條件限制，實(shí)施過(guò)程中，以低物性?shī)A層厚度1m為界，厚度低于1m采用酸化溶蝕方式，高于1m采用壓裂酸化方式。

2.1 酸化配方優(yōu)選

采用土酸體系為基礎(chǔ)，考慮現(xiàn)場(chǎng)需要，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，在原有配方的基礎(chǔ)上進(jìn)行調(diào)整，試驗(yàn)得出主體酸配方為5%鹽酸+25%氫氟酸。

2.2 耐高溫緩釋劑優(yōu)選

由于SAGD開(kāi)發(fā)中長(zhǎng)期注汽影響，低物性?shī)A層位置油層溫度一般達(dá)到200攝氏度左右，高濃度酸液對(duì)套管腐蝕情況極為嚴(yán)重^[3]，對(duì)此進(jìn)行耐高溫緩釋劑優(yōu)選，通過(guò)試驗(yàn)選擇HSJ-2作為強(qiáng)酸溶蝕緩蝕劑，現(xiàn)場(chǎng)使用濃度2%。

2.3耐高溫高強(qiáng)度壓裂暫堵劑研制

杜84館陶油藏屬于高孔、高滲超稠油油藏，儲(chǔ)層與低物性?shī)A層孔隙度及滲透率差異較大，實(shí)施壓裂過(guò)程中對(duì)裂縫延伸造成嚴(yán)重影響^[4]。同時(shí)受到地層溫度高影響，傳統(tǒng)聚合物暫堵劑應(yīng)用受限。成功發(fā)明耐高溫高強(qiáng)度暫堵劑，采用壓裂液攜帶入已張開(kāi)裂縫，暫堵轉(zhuǎn)向劑溶脹粘結(jié)形成封堵層，封堵高滲層，迫使裂縫在低滲層延伸，施工結(jié)束后暫堵劑溶于水返排出井，恢復(fù)滲流通道，該暫堵劑具有水溶性好，溶脹后粘結(jié)力強(qiáng);突破壓力≥5MPa，可有效形成封堵;粒徑均勻細(xì)小，實(shí)現(xiàn)混砂車(chē)加入等優(yōu)點(diǎn)。

最終確定低物性?shī)A層改造方案為：厚度小于1m采用強(qiáng)酸溶蝕，配方為5%鹽酸+25%氫氟酸+2%HSJ-2+1%粘土穩(wěn)定劑+1%破乳劑+1%表面活性劑;厚度大于1m采用小規(guī)模壓裂酸化，總液量控制在300m³左右。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)SAGD開(kāi)發(fā)中7個(gè)井組實(shí)施強(qiáng)酸溶蝕3井次，壓裂酸化4井次，通過(guò)實(shí)施低物性?shī)A層改造技術(shù)，SAGD開(kāi)發(fā)效果明顯改善，截止到目前區(qū)塊日產(chǎn)液由實(shí)施前的4300t/d上升到5038t/d，日產(chǎn)油由700t/d上到901t/d，平均單井組日產(chǎn)油由實(shí)施前31t上升到45t，綜合含水由86%下降到82%，階段油汽比由0.15上升到0.18，階段累計(jì)増油3.5×10⁴t。

4 結(jié)論

（1）對(duì)于1m以下低物性?shī)A層，高濃度氫氟酸與低濃度鹽酸體系能夠進(jìn)行有效溶蝕，優(yōu)選的HSJ-2緩蝕劑能夠起到高溫、高濃度酸條件下的套管保護(hù)。

（2）對(duì)于1m以上低物性?shī)A層實(shí)施小型壓裂酸化能夠?qū)崿F(xiàn)油層改造，耐高溫高強(qiáng)度壓裂暫堵劑能夠?qū)崿F(xiàn)裂縫深部延展。

（3）低物性?shī)A層改造技術(shù)可有效擴(kuò)大蒸汽腔發(fā)育、抑制注采井間汽竄、保證向下泄油能力，為SAGD的高效開(kāi)發(fā)提供了思路。

參考文獻(xiàn)

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