稠油老區酸化解堵提高側鉆井投產效果

寧君

摘 要：遼河歡西油田錦州油區稠油區塊均已進入蒸汽吞吐開發中后期，統計各主要區塊目前地層壓力已經降至原始地層壓力的30%左右，由于目前油層虧空嚴重，壓力普遍較低，側鉆過程中泥漿污染對油層傷害尤為嚴重，導致大多數側鉆井投產后出現供液差現象，側鉆泥漿污染造成油層堵塞往往是不可逆的，即投產后很難隨油流排除，側鉆井多數出現供液差假象，統計每年大約有25～30%的側鉆井出現供液差，改善這部分側鉆井投產效果有助于提高開發管理水平，經濟效益和社會效益將非常可觀。

關鍵詞：歡西油田;單井日產;側鉆井;剩余油;增油;開發效果

1? 歡西油田現狀調查

1.1? 開發現狀

歡西油田歷經33年蒸汽吞吐開發，目前已處于蒸汽吞吐開發中后期[1]，據統計約有93%油井生產頂部油層已無上返補層潛力，目前油層壓力普遍大幅下降至原始地層壓力的30～40%，平均單井日產油僅為1.4t/d，由于開發初期單井堵層上返廢棄產量較高，統計有約14.5%油井投產初期下步老層系堵層廢棄產量高于5t/d。

1.2? 井下狀況

由于高輪次蒸汽吞吐降壓開發，油井套管頻繁在巨大交變熱應力作用下發生損壞[2]，統計2002年投入開發的某區塊目前發生套壞、落物比例高達61.7%，投入開發早的區塊套壞比例更為嚴重，由于套管損壞或井內存在落物導致其它措施無法實施，甚至油井無法正常生產。

1.3? 側鉆井投產狀況

由于老區向上補層潛力空間逐年縮少，因此近年來側鉆挖掘下部老層系井間剩余油是實現穩產的主要手段[3]，調查發現約有25～30%側鉆井投產后出現供液差現象。

2? 老區側鉆井存在問題及原因分析

2.1? 供液差側鉆井生產參數相互矛盾

目前老區油層壓力普遍降至原始地層壓力的30～40%，而供液差側鉆井普遍存在蒸汽吞吐注入時井壓接近或高于蒸汽發生器額定壓力（16MPa左右）、干度降低（遠低于70%），而油井下泵生產時很快出現供液差現象，油井測試動液面深、功圖顯示明顯供液不足，生產能力低于老層系正常油井（非側鉆井）。

2.2? 油層潛力問題

部署側鉆井是一項投入巨大的精細系統工程，需要綜合區塊或井區構造、剩余油潛力、油層發育、油水關系等因素，規避各種風險，充分證明部署側鉆井可獲得較高投入產出比，因此油層本身潛力不是造成側鉆井供液差的內在原因。

2.3? 側鉆井投產壓力異常原因分析

根據目前普遍較低的油層壓力，蒸汽吞吐注入時井壓過高而生產時又低產，分析出現這一問題在井筒地帶存在一“高阻屏障”，當蒸汽吞吐注入時“高阻屏障”使井壓異常升高，當下泵生產時“高阻屏障”又降低油層滲流能力，致使油井出現供液差假象。通過現場調研確定因為較低的油層壓力，使鉆井液或固井水泥不同程度漏失進入油層近井地帶，造成近井地帶產生“高阻屏障”。

3? 酸化解堵措施提高側鉆井投產效果

根據側鉆井和老井油層解釋成果對比，并參考側鉆過程中鉆井液性能，有針對性確定酸化解堵處理藥劑配方[4]。

3.1? 典型井舉例

典型井錦45-032-29C從于樓油層加深側鉆至部興隆臺油層，測井解釋興隆臺油層發育較差，除了上部發育2個稠油層和1個低產油層，其它層均解釋為水層，從錦45-32-30---錦45-31-290油藏剖面圖可以看出該井位于中間部位，不存在油層水淹的可能，分析錦45-032-29C興隆臺解釋為水層主要原因是該井側鉆過程發生過鉆井液漏失，實施兩次堵漏，泥漿浸泡時間較長，造成近井地帶泥漿污染，導致油層解釋偏低，同時結合鄰井興隆臺油層生產效果，判斷錦45-032-29C興隆臺“水層”具有投產潛力，建議投產28-35小層，其中“水層”5個層共計7.9m。由于分析該井近井地帶泥漿污染較重，因此注汽前采取酸化解堵措施處理近井地帶泥漿污染，從解堵過程壓力變化曲線可以看出，初期最高擠酸壓力達到8MPa，經過處理最終擠酸壓力降至1MPa，解堵效果較好。2017年7月2日該井下泵生產，平均日產液51t/d，日產油6.2t/d，興隆臺“油層”投產效果較好。

3.2? 提高老區開發效果

某區塊2010年至2018年下部興隆臺老層系共側鉆14口井，累產油1.6997×104t，目前開井占區塊開井187口的7.5%，而日產油29.2t/d卻占區塊日產油235t/d的12.4%，整體側鉆效果比較顯著。從區塊各層系單井日產變化曲線可以看出自2009年以來，單采于樓油層平均單井日產油一直呈下降趨勢，而單采下部興隆臺老層系平均單井日產油上升幅度比較明顯且保持穩定，通過側鉆老區開發效果得到明顯提高。

4? 結論與建議

酸化解堵措施是提高側鉆井投產效果的有力保障，建議老區鉆井盡量采取欠平衡鉆井方式，采取有效措施減少鉆井液及固井水泥漏失，減少泥漿浸泡時間，射孔投產采取負壓射孔方式，對分析鉆井液污染嚴重的采取必要的酸化解堵措施。