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摘 要： 针对喇嘛甸油田特高含水期厚油层不同结构界面的情况和剩余油分布的类型，提出了长胶筒封隔器细分注水、层内水力割缝射孔工艺、层内定位平衡压裂工艺3种厚油层精细挖潜的采油工艺，均得到了有效应用，对特高含水期厚油层挖潜有较好效果。。
关键词： 长胶筒封隔器；水力割缝射孔；层内定位平衡压裂
【中图分类号】 TE341 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）05-0187-01
1.研究背景
喇嘛甸油田是受构造控制的层状砂岩气顶油田，东西宽6-7m，南北长16km，含油面积100km2，原油地质储量为81742×104t，1995年底标定的可采储量为30882×104t。气顶面积32.3km2，天然气储量为54.7×108m3。
嘛甸油田在经历了33年的开发周期以后，有效厚度2m以上的厚油层平均综合含水已高达95%以上，通过分析研究，归纳出特高含水期大致有如下开发特点。
（1）各类油层将陆续由以提高波及体积为主的水驱油阶段，进入到以提高水淹区内水驱油效率为主的水洗油阶段。
（2）油田含水上升率趋于减缓，但水油比增长速度很快。
（3）地下油水分布进一步复杂化，剩下没有动用的油层部分更加零星分散。
（4）高含水期油田的开采方式将由以自喷为主转变成为以机械采油为主。
2.挖潜工艺研究
依据精细地质研究结果，在特高含水期，厚油层内部非均质性的突出矛盾应归属层内岩性变化，即结构界面对油水运移具有一定的阻渗和遮挡作用。因此，对挖潜工艺的需要即为充分利用和保护层内结构界面，进而实现层内注水方案调整、大孔道的封堵及剩余油的挖潜。
2.1厚油层内细分注水、堵水工艺。
喇嘛甸油田属于多段多韵律油藏，厚油层比较发育。厚油层内纵向上渗透率的差异使得注入水首先进入高渗透部位，并由高渗透方向推进到达采出井，形成无效循环。无效循环使得低渗透部位的剩余油动用较差，采收率较低，同时也使得注入水大量浪費，增加了生产成本。因此，层内细分注水、堵水工艺是控制无效注水循环、提高储层动用程度的一项有效措施。
（1）长胶筒封隔器的研制应用。
针对封隔结构界面和套管炮眼的需要，为了满足层内细分的需要，研制了K342-114型和K341-114型两种类型的长胶筒封隔器。K342-114型为旋转解封结构，应用在长胶筒封隔器级数4级以下的细分注水、堵水井中；K341-114型为上提解封结构，应用在长胶筒封隔器级数4级及4级以上的细分注水、堵水井中，可以与普通上提解封封隔器组合使用。K342-114型和K341-114型长胶筒封隔器均为压差胀封式封隔器。座封时，从油管加压，当油管和套管压差在1MPa以上时，液体从水孔顶开锥形单流阀进入胶筒与中心管的间隙，使胶筒扩张。当中心管液体压力下降后，单流阀关闭，胶筒保持扩张状态，将油管、套管环形空间隔开，达到分层的目的。解封时，只要旋转K342-114型或上提K341-114型封隔器，胶筒依靠与套管的摩擦力处于不动状态，解封销钉即剪断，使胶筒与中心管内的压力泄掉，胶筒收缩，即完成解封。
（2）油层内细分注水。
一是利用厚油层内稳定的结构界面，加大细分注水力度。二是对隔层小、封隔器卡不开而无法进行细分注水的油层，采用长胶筒封堵实现细分注水。区块阶段实施层内细分注水166口井。细分后日注入量减少了1381m3，控制无效注水量达219×104m/d。砂岩和有效厚度吸水比例分别增加了9.1%和10.8%，周围无措施油井累积增油量为2.74×104t，提高了分层注水开发效果。
（3）层内细分堵水。
结合注水量和压力的变化，观察了长胶筒层内封堵的有效期。选取近几年进行注水的29口井，其中物性夹层为0.2m-0.4m的井有10口，无夹层的井（存在结构界面，但无解释厚度）有19口井。分析结果表明，仅有2口无夹层的井无效，其他27口井的平均有效期为727d，最短有效期为210d，最长达到960d。这表明在现有油藏条件下，采用长胶筒封堵工艺进行层内精细调整是可行的。
2.2厚油层内水力割缝射孔工艺。
厚油层内注采完善程度低是造成油层内剩余油富集的主要原因。因此，针对原井网难以控制及层内结构单元注采不完善的问题，通过实施不破坏结构界面的水力割缝射孔工艺，完善了注采关系，实现层内挖潜。利用二次加密调整后井距缩小的有利条件，在二次加密低产能井中对厚油层层内实施了水力割缝选择性补充射孔，完善了结构单元注采关系。层内水力割缝射孔工艺是将安装有喷嘴的喷枪通过油管下到油层设计位置，利用高压清水携带石英砂，并通过喷枪对井壁及近井地带进行喷射切割，从而实现定位射孔。
该工艺现场试验逐步展开，与高含水层隔层的厚度从1.0m逐渐缩小到0.2m。采用该技术对84口油井的层内剩余油进行了选择性射孔挖潜，取得了较好效果。实施后平均单井产液量为65t/d，产油量为10.6t/d，含水率为83.7%。比补孔前产液量增加33.1t/d，产油量增加8.5t/d，含水率下降了9.6%，阶段增油7.65×104t。
2.3厚油层内定位平衡压裂工艺。
针对交错迷宫及楔状镶嵌型结构单元砂体注采井间存在夹层遮挡、变差部位的问题，实施了不破坏结构界面的层内定位平衡压裂工艺，改善了连通效果。平衡压裂工艺最早用在三次加密井保护薄隔层的挖潜中，薄隔层最小厚度为0.4m。该工艺是在压裂管柱中安装了平衡器，施工中平衡器能平衡薄隔层的上下压力，从而达到了压裂过程中保护薄隔层的目的。厚油层内剩余油主要分布在顶部和中部的低渗透部位，是压裂挖潜的对象。
为了减少高产液层对压裂层的干扰，对于高产水层与产量接替层兼备的井，配合应用长胶筒封堵工艺管柱进行层内封堵。即先压裂然后立即堵水，以充分发挥压裂增油和封堵降水的双重作用。根据压裂层与堵水层的位置关系及结构界面厚度，设计了“压上堵下、压下堵上、压中间堵两端”3种工艺管柱结构。考虑到层间压差大、易出砂的问题，管柱主要由可捞可钻空心桥塞封隔器、长胶筒封隔器和平衡封隔器组成。
近几年，在厚油层内单独实施定位平衡压裂38口井，平均单井增油为14.3t/d，累积增油量为5.26×104t；对10口井实施定位平衡压裂与长胶筒封堵结合工艺，平均单井降液量为15.6t/d，增油量为7.8t/d，含水率下降了11.3%，累积增油量为1.2×104t。
3.结论
（1）首次提出先加交联剂后加聚合物的配制方法，并规范配制操作，使药剂分散更均匀，提高了药剂配制质量。
（2）化学调驱药剂性能动态监测是保障调驱效果的关键。
关键词： 长胶筒封隔器；水力割缝射孔；层内定位平衡压裂
【中图分类号】 TE341 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）05-0187-01
1.研究背景
喇嘛甸油田是受构造控制的层状砂岩气顶油田，东西宽6-7m，南北长16km，含油面积100km2，原油地质储量为81742×104t，1995年底标定的可采储量为30882×104t。气顶面积32.3km2，天然气储量为54.7×108m3。
嘛甸油田在经历了33年的开发周期以后，有效厚度2m以上的厚油层平均综合含水已高达95%以上，通过分析研究，归纳出特高含水期大致有如下开发特点。
（1）各类油层将陆续由以提高波及体积为主的水驱油阶段，进入到以提高水淹区内水驱油效率为主的水洗油阶段。
（2）油田含水上升率趋于减缓，但水油比增长速度很快。
（3）地下油水分布进一步复杂化，剩下没有动用的油层部分更加零星分散。
（4）高含水期油田的开采方式将由以自喷为主转变成为以机械采油为主。
2.挖潜工艺研究
依据精细地质研究结果，在特高含水期，厚油层内部非均质性的突出矛盾应归属层内岩性变化，即结构界面对油水运移具有一定的阻渗和遮挡作用。因此，对挖潜工艺的需要即为充分利用和保护层内结构界面，进而实现层内注水方案调整、大孔道的封堵及剩余油的挖潜。
2.1厚油层内细分注水、堵水工艺。
喇嘛甸油田属于多段多韵律油藏，厚油层比较发育。厚油层内纵向上渗透率的差异使得注入水首先进入高渗透部位，并由高渗透方向推进到达采出井，形成无效循环。无效循环使得低渗透部位的剩余油动用较差，采收率较低，同时也使得注入水大量浪費，增加了生产成本。因此，层内细分注水、堵水工艺是控制无效注水循环、提高储层动用程度的一项有效措施。
（1）长胶筒封隔器的研制应用。
针对封隔结构界面和套管炮眼的需要，为了满足层内细分的需要，研制了K342-114型和K341-114型两种类型的长胶筒封隔器。K342-114型为旋转解封结构，应用在长胶筒封隔器级数4级以下的细分注水、堵水井中；K341-114型为上提解封结构，应用在长胶筒封隔器级数4级及4级以上的细分注水、堵水井中，可以与普通上提解封封隔器组合使用。K342-114型和K341-114型长胶筒封隔器均为压差胀封式封隔器。座封时，从油管加压，当油管和套管压差在1MPa以上时，液体从水孔顶开锥形单流阀进入胶筒与中心管的间隙，使胶筒扩张。当中心管液体压力下降后，单流阀关闭，胶筒保持扩张状态，将油管、套管环形空间隔开，达到分层的目的。解封时，只要旋转K342-114型或上提K341-114型封隔器，胶筒依靠与套管的摩擦力处于不动状态，解封销钉即剪断，使胶筒与中心管内的压力泄掉，胶筒收缩，即完成解封。
（2）油层内细分注水。
一是利用厚油层内稳定的结构界面，加大细分注水力度。二是对隔层小、封隔器卡不开而无法进行细分注水的油层，采用长胶筒封堵实现细分注水。区块阶段实施层内细分注水166口井。细分后日注入量减少了1381m3，控制无效注水量达219×104m/d。砂岩和有效厚度吸水比例分别增加了9.1%和10.8%，周围无措施油井累积增油量为2.74×104t，提高了分层注水开发效果。
（3）层内细分堵水。
结合注水量和压力的变化，观察了长胶筒层内封堵的有效期。选取近几年进行注水的29口井，其中物性夹层为0.2m-0.4m的井有10口，无夹层的井（存在结构界面，但无解释厚度）有19口井。分析结果表明，仅有2口无夹层的井无效，其他27口井的平均有效期为727d，最短有效期为210d，最长达到960d。这表明在现有油藏条件下，采用长胶筒封堵工艺进行层内精细调整是可行的。
2.2厚油层内水力割缝射孔工艺。
厚油层内注采完善程度低是造成油层内剩余油富集的主要原因。因此，针对原井网难以控制及层内结构单元注采不完善的问题，通过实施不破坏结构界面的水力割缝射孔工艺，完善了注采关系，实现层内挖潜。利用二次加密调整后井距缩小的有利条件，在二次加密低产能井中对厚油层层内实施了水力割缝选择性补充射孔，完善了结构单元注采关系。层内水力割缝射孔工艺是将安装有喷嘴的喷枪通过油管下到油层设计位置，利用高压清水携带石英砂，并通过喷枪对井壁及近井地带进行喷射切割，从而实现定位射孔。
该工艺现场试验逐步展开，与高含水层隔层的厚度从1.0m逐渐缩小到0.2m。采用该技术对84口油井的层内剩余油进行了选择性射孔挖潜，取得了较好效果。实施后平均单井产液量为65t/d，产油量为10.6t/d，含水率为83.7%。比补孔前产液量增加33.1t/d，产油量增加8.5t/d，含水率下降了9.6%，阶段增油7.65×104t。
2.3厚油层内定位平衡压裂工艺。
针对交错迷宫及楔状镶嵌型结构单元砂体注采井间存在夹层遮挡、变差部位的问题，实施了不破坏结构界面的层内定位平衡压裂工艺，改善了连通效果。平衡压裂工艺最早用在三次加密井保护薄隔层的挖潜中，薄隔层最小厚度为0.4m。该工艺是在压裂管柱中安装了平衡器，施工中平衡器能平衡薄隔层的上下压力，从而达到了压裂过程中保护薄隔层的目的。厚油层内剩余油主要分布在顶部和中部的低渗透部位，是压裂挖潜的对象。
为了减少高产液层对压裂层的干扰，对于高产水层与产量接替层兼备的井，配合应用长胶筒封堵工艺管柱进行层内封堵。即先压裂然后立即堵水，以充分发挥压裂增油和封堵降水的双重作用。根据压裂层与堵水层的位置关系及结构界面厚度，设计了“压上堵下、压下堵上、压中间堵两端”3种工艺管柱结构。考虑到层间压差大、易出砂的问题，管柱主要由可捞可钻空心桥塞封隔器、长胶筒封隔器和平衡封隔器组成。
近几年，在厚油层内单独实施定位平衡压裂38口井，平均单井增油为14.3t/d，累积增油量为5.26×104t；对10口井实施定位平衡压裂与长胶筒封堵结合工艺，平均单井降液量为15.6t/d，增油量为7.8t/d，含水率下降了11.3%，累积增油量为1.2×104t。
3.结论
（1）首次提出先加交联剂后加聚合物的配制方法，并规范配制操作，使药剂分散更均匀，提高了药剂配制质量。
（2）化学调驱药剂性能动态监测是保障调驱效果的关键。