C油田长9油藏暂堵酸化措施效果分析及评价

2017-11-06蔡家彬中石油长庆油田分公司第三采油厂宁夏银川750000

化工管理 2017年31期

蔡家彬(中石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750000)

蔡家彬(中石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750000)

暂堵酸化技术通过泵入暂堵剂在高渗透层形成低渗透滤饼，从而使酸液转向中低渗透层，可以解决大厚层纵向均质和多层油藏各层不同堵塞程度的酸化解堵问题，有利于恢复和改善纵向油气剖面或吸水剖面。C油田长9油藏随着开发时间的延长，开始出现油层堵塞，油井产量下降，含水上升的特征，选择实施油井暂堵酸化措施后，取得了较好的效果，通过分析评价，初步摸索出适用于长9油藏暂堵酸化措施的选井依据和工艺参数，为后期油田稳产提供可靠支持。

C油田;长9油藏;暂堵酸化

1 油田概况

C油田位于鄂尔多斯盆地的中西部，区域上横跨天环坳陷和陕北斜坡两大构造，该区延长组自上而下发育有长1、长2、长3、长4+5、长6、长7、长8和长9油层组及侏罗系延安组等多个含油层系，随着对该区域不断勘探，C油田长9油层组的勘探取得了较大突破，逐渐成为滚动勘探的有利接替层位[1]。然而由于油水关系复杂，开发过程对储层物性的改造，以及注水开发时水质等因素导致储层堵塞，层间矛盾突出，油井产量下降，含水上升。对油井实施分层酸化效果不明显，常规酸化的酸化剂易进入高渗层，无法对低渗层有效酸化，暂堵酸化工艺可以调整地层进酸剖面，有效解决此类问题。

2 选井依据及措施效果评价

2.1 选井依据

(1)良好的储层特征。C油田长9油藏为岩性及构造-岩性油藏，油藏整体物性较差，有效厚度小，KH值低，渗透率低，油藏平均有效厚度13.8m，孔隙度12.2%，渗透率1.5×10-3μm2[2]。

(2)较高的压力保持水平。长9油藏规模开发后地层能量保持水平迅速下降，通过近几年完善注水井网和注水政策不断优化调整，近四年地层压力保持水平稳中有升，2016年测试8口井，平均压力20.3MPa，原始地层压力为23.1MPa，压力保持水平为原始地层压力的87.9%。

(3)明显的堵塞特征。随着长9油藏完善注采井网，不断优化开发政策，油井逐渐开始见效，但在生产过程中，部分油井出现低产量及产量突降，与周边井对比储层物性差别不大，但是生产动态明显变差，存在近井地带地层堵塞的情况，通过分析认为长9油藏堵塞特征主要呈现两种方式：

①油井见效后含水持续上升，产量突降。堵塞机理：油井注水见效后，随着生产时间的延长，以及219区块长9油藏注水井于2013年年底改注污水后，导致注水井井况变差，油井近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成油井近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，含水上升(如图2-1)。②油井含水缓慢上升，无明显见效。堵塞机理：油层与底水直接接触，随着地层能量逐渐下降，液量下降，油井近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，底水上锥导致含水上升(见图2-2)。

图2-1 长9油藏堵塞井生产特征曲线图

图2-2 长9油藏见水堵塞井生产特征曲线图

表2-1 长9油藏暂堵酸化措施效果统计表

表2-2 长9油藏暂堵酸化措施效果与储层参数对比表

2.2 措施效果分析及评价

2016年共计实施暂堵酸化措施5口，措施有效率为100%，措施后日增油4.7t，累计增油844.48t。2015年长9油藏平均地层压力20.1MPa，压力保持水平87%，措施的5口井地层能量均达到或高过平均值；2014年长9油藏平均地层压力18.9MPa，压力保持水平82%，实施的两口暂堵酸化措施井压力保持水平为78%，低于当年平均值，措施效果不佳。可以得出，压力保持水平越高，措施效果越好。

(1)措施井物性对比。对比2016年实施暂堵酸化的5口井(表中序号1-5)的储层物性，孔隙度和渗透率越高，日增油量相对越大，说明储层物性的好坏直接影响酸化的效果。

(2)施工工艺参数对比。暂堵酸化增油效果较好的油井暂堵剂用量控制在4t左右，暂堵剂排量控制在300～450L/min之间，挤暂堵剂压力必须保证在15～18MPa；酸液用量控制在4～8m3范围之间，挤酸排量控制在300～450L/min之间。同时在施工过程要因地制宜，例如前期酸液预处理阶段挤酸压力若小于9MPa，暂堵剂悬浊液浓度应配在15%，若预处理酸挤酸压力大于9MPa，暂堵剂悬浊液浓度应配在8%；挤暂堵剂的压力要大于15MPa，否则应以高浓度的暂堵剂多次封堵，直到达到要求。