恢复塔河碳酸盐岩油藏注水替油失效井采油的措施研究

恢复塔河碳酸盐岩油藏注水替油失效井采油的措施研究

安云云

新疆博塔油田技术服务公司  新疆 轮台  841600

摘 要：在对塔河油田碳酸盐岩油藏多轮次注水替油失效井失效原因分析的基础上，对不同失效因素油井提出不同的治理思路和方法，主要有：实施“水力扩容”释放“阁楼油”；通过酸化或小规模酸压解除近井储层污染；通过大型酸压沟通远端储集体；在注入水中加入  表面活性剂，提高洗油效率，并对各种治理方法提出了选井原则。 

关键词：治理方法研究；注水替油失效井；碳酸盐岩油藏；塔河油田

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞分布随机性很强，储层非均质性极强，井间连通程度 低，油藏开发难度大，采收率偏低[1]；随着油藏能量的衰竭，目前主要采用注水替油的开采  方式来补充能量，提高采出程度[2-3]。但随着注水替油的不断深入，经历多轮次注水后，效果急剧变差；然而从单井控制储量角度来看，目前采出程度多数相对较低，如何对剩余储量进行挖潜，提高储量动用程度，进一步提高注水替油失效井采收率已经成为碳酸盐岩油藏开发亟待解决的难题。 

1 注水替油失效原因分析

1.1次生油水界面抬升

碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油吞吐进入多轮次以后，注入水形成次生油水界面且不断升  高。当次生油水界面上升到井眼位置时，油水置换困难，注水替油效果急剧变差，油井进入低效生产阶段，剩余油主要分布在构造起伏的高部位，形成“阁楼油”无法采出。

1.2近井储层污染

  油气田开发过程中，多轮次注水后都会打破地层原有平衡，从而造成储层被污染或者注水造成井壁坍塌、井底砂埋，导致油井注水压力升高、注水难度和注水费用增加，最终影响采收率，导致产能及产量降低。

1.3注水强度高

  注水初期的高强度注水虽然在一定程度上缩短了注水时间，但造成了后期的注水替油困  难。注水速度过大可能在储集体内造成直接的水驱作用，尤其是对储集体内相对较小的储集空间内的原油，在高压力、高注水速度的情况下会被驱替进储集体的末端或是更小的储集空间，剩余油被驱替至远井地带导致无法采出。

1.4远端储集体沟通差

碳酸盐岩缝洞型油藏储集体空间展布及形态及其复杂，70%的油井都需要经过酸压改造，部分油井由于酸压规模小，裂缝穿透距离有限，不能有效沟通储集体，导致油井供液不足、低产低效。多轮次注水后近井地带油水置换殆尽，由于缝洞型储集体沟通不畅，远端  储集体沟通差，导致注水替油效果逐渐变差。

1.5 洗油效率低

  目前注水替油井注入水多为油田采出水，若储层为水湿，毛细管力有助于将水吸入基质  并逐出原油，然而约 80％的碳酸盐岩储层为混合润湿或油湿。因此，未加入任何助剂的油  田水洗油效率低，注入水仅能置换大型孔洞中剩余油，对于小尺度孔洞缝因表面张力作用则  无法实现置换。

2 治理思路及方法探索 

2.1 “水力扩容”释放“阁楼油” 

因多轮次注水后，次生油水界面整体抬升失效井主要表现为供液不足且高含水，可通过  “水力扩容”释放“阁楼油”（图1），恢复油井生产。其原理主要是通过大规模注入携带一定量  支撑剂的活性水，小规模注入酸液，使得裂缝横向上延伸，沟通未动用储量。

图1 水力扩容示意图

“水力扩容”选井原则：原始水体能量较弱；地震反射特征显示储集体发育；区域油气富集程度高、采出程度低。 

A井位于油气富集区域，控制储量 32.93×104 t，水力扩容前采出程度 10.32%。由  于前期供液不足注水替油生产，累计注水 20 轮次，累计注水 64671 方，产油 34032 吨。后由于人工油水界面抬升形成“阁楼油”失效，后期生产过程中表现为供液不足且高含水。对井段 5580.07-5616.03m 进行水力扩容后累增油 5825 吨，采收率提高 1.7 个百分点。 

2.2 解除近井储层污染

  因前期注入水水质因素影响，造成近井储层污染，失效后表现为注水困难，开井供液不足，可通过酸化或小规模酸压解除近井储层污染，恢复油井生产。其原理就是利用酸液的腐蚀能力将近井地带储层污染解除，恢复流体通道。其选井原则为：前期注水有效；采出程度低；后期注水困难，开井供液不足。 

X井生产过程中供液不足实施注水替油生产，酸化前累计注水 5 轮次，累计注水  10241 方，因注水困难，为此实施酸化解堵，解堵后日产液 32 吨，日产油 28.5 吨，增油效果明显。

2.3 沟通远井储集体

  对于近井地带无剩余油，远井沟通差的油井注水失效特征表现为：注水困难，生产供液不足，累产低，可通过实施大规模酸压沟通远端储集体，恢复油井产能，提高储量动用程  度。其原理为加大酸压规模，使酸压裂缝沟通远端储集体。

大型酸压选井原则：原始水体能量较弱；地震反射特征显示储集体发育；区域油气富集程度高、采出程度低。

Y井因供液不足注水替油生产，失效后表现为供液不足且高含水，近井地带剩余油富集程度低，因此对其实施侧钻，侧钻后钻遇放空漏失，常规完井测试表现为供液不足，注水工程中起压，考虑到完钻井深距设计靶点距离为 72m，因此，通过大型压裂沟通远端储集体，日增油能力达100t。 

2.4 提高洗油效率

对于注入水洗油效率低失效油井，可通过加入表面活性剂，降低油水界面张力，彻底清  洗岩石表面的原油，从而提高采收率。通过向地层中注入超低界面张力的表面活性剂溶液的  机理为：降低原油的流动阻力；使岩石表面发生润湿反转；形成稳定的水包油乳状液，增加  原油流动性。

注入表面活性剂提高洗油效率的选井原则：近井地带无剩余潜力，远井储集体无法沟通；  注水后生产高含水；采出程度较高。

Z井机抽生产供液不足实施注水替油生产，随着注入轮次的增加，注水替油效果逐渐变差，注入表面活性剂前累计注水 5 轮次，累注水 7569 方。后注入表面活性剂 CRS 后初期日均产油达 51t，较上轮初期日均 30t 上升 21t/d，增油效果明显。 

3结论 

（1）注水替油失效主要原因为：人工油水界面抬升形成“阁楼油”；近井储层污染；远端储集体沟通差；洗油效率低。

（2）针对注水替油失效形成“阁楼油”，可以采用水力扩容挖潜远井地带剩余油；近井地带储层污染可利用酸化或小规模酸压解除；远端储集体沟通差可采用大型压裂实现沟通；洗油效率低可采用注入表面活性剂提高洗油效率。

参考文献

[1]涂兴万,陈朝晖. 塔河碳酸盐岩缝洞型油藏水动力学模拟新方法[J]. 西南石油学  报,2016,28(5):53-56.

[2]罗娟,陈小凡,陈朝晖等. 塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究[J]. 石油地质与工程,  2017, 21(2): 52-54. 

[3] 郭素华,赵海洋等. 缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用[J]. 石油地质与工程,  2018,15（03）: 118-121.