大庆萨中油田应用低初始黏度长效调剖技术增油3.16万吨

　　[中国石油报2013-04-17]截至4月11日，大庆油田高159-55井组5口井平均日增油2.3吨，含水下降0.7个百分点，累计增油710余吨，且有效期达11个月，并还将延长。“这么好的效果，注水井高159-55井功不可没。”大庆油田采油一厂工程技术大队工艺室副主任刘建宇激动地说。

　　一个井组能多产油，注水井怎么会发挥这么大的作用？这还要归功于低初始黏度长效调剖技术的应用。

　　不同黏度调剖剂进入目的层比例示意图

　　据了解，大庆萨中油田进入高含水期开发以来，地下油水分布状况日趋复杂，受地层固有的非均质性及多年开发造成次生非均质性加剧的影响，油层层间、层内矛盾日渐突出，造成高渗透部位注水突进，油井含水上升加快，影响开发效果。

　　注水井化学浅调剖技术可以很好地解决上述问题。这项技术为油田高含水期剩余油的挖潜和提高开发效果，提供了一项有力的技术手段。

　　水驱开发的主要目标是控制含水上升速度、减缓产量递减，但要达到这个目标需要提高油层动用程度。注水井浅调剖技术能有效提高各类油层的动用程度，是高含水后期改善开发效果的有效措施。据介绍，常规调剖剂初始黏度高，导致注入压力高，调剖目的层段内除了高渗透层外还存在中低吸水层，在调剖施工时大量调剖剂进入非目的层，进入调剖目的层的药剂量减少，有效调剖半径小，使得有效期只有一年左右，连通油井不能长期见效，并对中低渗透层造成污染，影响和制约浅调剖区块整体开发效果。

　　采油一厂技术人员深入研究影响调剖有效期的主要原因，经6年刻苦攻关，研制出低初始黏度长效调剖技术，形成了低初始黏度的调剖剂体系及配套注入工艺，调剖剂进入目的层比例增加了25%，使调剖见效期达到一年半以上，区块整体开发效果得到明显改善。

　　高159-55井是采油一厂南一区东部高台子油层的一口注水井，对应的5口油井综合含水率平均在95%以上。经科研人员认真分析和反复论证，决定采用低初始黏度长效调剖技术提高原油日产量。“用最简单的话说，就是让调剖剂去该去的层位，并可以让它在地下油层‘走’得更远、有效时间更长。”刘建宇说。

　　去年5月份，科研人员在高159-55井注入调剖剂100立方米，对应的5口油井均已不同程度见到增油效果。其中，高157-54井增油效果最显著，日产原油由1.04吨上升至1.95吨，综合含水由97.6%下降至97.1%，单井累计增油200吨。

　　目前,这项技术已在油田应用191口井，与常规调剖剂相比，注水压力升幅增加0.62兆帕，相对吸水量降低幅度增加21个百分点，连通油井有效期达27个月，比常规调剖增加16个月，累计增油3.16万吨,见到了降水稳油的效果。

　　今后，萨中油田将继续扩大低初始黏度长效调剖技术应用规模，实现浅调剖施工现场监督向远距离传输自动监控转变，为大庆油田原油稳产提供技术支撑。