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1、安塞油田提高单井产能及老油田稳产技术研究 （摘要）在安塞油田的开发过程中，老油田稳产及单井产能的提高成为油田发展面临的主要课题，围绕安赛决油田稳产及提高单井产能，通过历年不断的研究、实践、发展，积累了大量成熟技术经验，各类配套工艺技术得到迅速发展，逐步形成安塞特色的先进技术体系，促进了安塞油田长足的进步，打造了安塞油田在特低渗透开发史上的领先地位。本文通过对安塞油田近年应用的各类工艺技术研究分析，探讨安塞油田提高单井产能和老油田稳产的途径。主题词：安塞油田 剩余油 合理流压 重复压裂 酸化解堵 三次采油一、安塞油田基本概况安塞油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中东部偏南处，平均地面海拔110015
2、80m，为第四纪黄土覆盖。区域构造背景为一平缓的西倾大单斜，地层倾角仅半度左右，未发现断层。主要产层为三叠系延长组长6油层，油层埋深1000- 1400m，长6油层属于致密砂岩油藏。延长组地层在地面露头和钻井取心中均发现长6油层中存在天然裂缝。主要油藏为王窑、坪桥、候市、杏河，目前探明含油面积583.5Km2，探明地质储量2.7424108t，动用含油面积389.4 Km2，动用地质储量2.1064108t。长6油藏地质储量占安塞油田总储量的85，产量占安塞油田总产量的80，是安塞油田的主要油藏。 二、近年主要技术成果随着安塞油田的发展、科学技术的进步， 各种类型的先进工艺技术在安塞油田得到大
3、规模的应用，通过广大科技人员的不断创新发展和完善，形成了一批具有安塞油田特色、适用安塞油田的工艺技术体系。近年来，安塞油田加大科学攻关力度，对制约安塞油田瓶颈问题的研究取得了一系列的成果，特别是在剩余油分布研究、长6未饱和油藏合理流压规律研究、油田增产工艺技术体系的研究、三次采油工艺技术试验、低产低效井治理方面取得较大进展，为推动安塞油田进一步发展，提高单井产能及老油田长期稳产提供有力技术支撑。（一）安塞油田提高单井产能技术安塞油田油井产能普遍较低，属于典型的三低油藏，平均单井日产油仅2.3t。因此如何提高单井产能是安塞油田开发过程中面临的主要技术难题，经过历年不断探索、攻关、积累，在合理流压
4、研究、油水井措施、低产低效井治理等方面取得了较大进展。1、长6未饱和油藏合理流压规律研究与应用安塞油田主要产层为三叠系延长组长6油层，油井产能普遍较低，日产油小于1吨的油井有817口，占油井总数的28%。随着油田的不断开发，油层脱气和含水率上升等因素对油井生产动态的影响日益显现，因此，开展长6油藏合理流压规律的研究，确定合理生产流压界限及抽汲参数匹配模式，为油田的合理开采提供理论依据，将对提高油井产量和井筒系统效率有着重要意义。为了确定长6油层合理生产压差的围，2006年，以王南区W36-026井组8口油井为研究对象，利用油藏工程及数值模拟方法研究井底流压与产量之间的关系，分析其影响因素，并结
5、合安塞油田实际，确定出合理的流压围。1）技术思路：选择典型区块和井组，大量收集相关动静态资料，建立长6油藏地质模型和数值模拟模型；利用油藏工程研究及数值模拟手段，分析不同相态下井底流压与产量之间的关系，绘制相应IPR曲线，掌握产量与生产流压的关系。理论分析、数值计算和现场资料相结合，验证理论分析的正确性和可行性，结合安塞油田实际，确定合理的生产流压围。2）长6油藏IPR曲线通过矿场资料统计、理论计算和数值模拟三种方法，确定了王南W36-026井组的IPR曲线，见下图：图1-1 王南W36-026井组IPR曲线IPR曲线总体上分为直线段和曲线段两部分。在直线段围，采油指数稳定不变,流动符合达西公
6、式。在流入曲线段的弯曲部分,有两个特征点:第一点是直线弯曲的始点, 在6.0-7.0MPa左右，即约等于饱和压力，流动压力低于该点以后，采油指数降低，产量增长速度减慢；第二个特征点为最大产量点,对应压力为3.2-3.8MPa，是饱和压力的48-55%，该点对应的压力为油井最小允许流动压力,即临界流压点，流动压力低于该点以后,产量开始降低,显然油井有效提液稳油时不能低于最小允许流动压力。IPR曲线出现极值点原因分析:结合矿场生产特征综合分析，王南W36-026井组IPR曲线出现极值点的原因包括：液相相渗下降当压力低于饱和压力以后，气体从原油中分离出来, 一旦井底附近油层中气相饱和度高于临界气相饱
7、和度，井底附近可能出现气液两相流动，将使液相相对渗透率大幅下降，这是IPR曲线出现极值点的主要原因。原油粘度增大气体从原油中分离出来, 溶解气稀释效应降低，原油粘度增大，渗流阻力增加。3）含水对IPR曲线的影响利用前面推导的未饱和油藏IPR曲线理论计算公式，采用王南区块相关数据，研究含水对IPR曲线形态的影响，计算结果见下图：图1-2 王南不同含水率时的IPR曲线从上图可以看出,在饱和压力一定的条件下,油井见水后随着含水率上升,流入能力明显下降,含水越高流入能力越低，而最低允许流压下降。这表明随着含水率上升,应当不失时机地调整油井工作制度,以减缓油井产量的递减速度。最低允许流压随着含水率上升而
8、下降,主要是由于含水率上升使脱气影响相对减小的结果。4）理论模型验证为进一步验证上面所推导理论模型的适用性，收集其它长6区块的矿场资料，将理论模型计算结果与实际产量进行对比。表1-1 IPR曲线理论模型在侯市区部分油井的验证数据表井号含水（%）平均井底流压（MPa）计算日产量（t/d）实际日产量（t/d）绝对误差（t）相对误差（）侯13-2345.00.481.211.060.1514.06侯13-2427.90.631.581.400.1812.93侯13-2558.30.451.121.17-0.05-4.62侯8-3149.00.501.211.060.1514.06侯4-1427.80
9、.350.840.810.033.33侯6-178.80.631.581.400.1812.93侯5-169.00.361.121.28-0.16-12.81侯12-1351.80.290.821.09-0.27-24.92表1-2 IPR曲线理论模型在坪桥区部分油井的验证数据表井号含水（%）平均井底流压（MPa）计算日产量（t/d）实际日产量（t/d）绝对误差（t）相对误差（）坪43-1813.850.280.791.03-0.24-23.25坪42-1810.80.360.930.880.055.68坪31-18520.471.130.930.2021.74坪36-2681.20.870.
10、420.370.0513.11坪31-169.960.411.121.55-0.43-28.00坪35-1613.60.320.851.13-0.28-25.11坪35-1920.080.451.120.990.1312.73坪36-2030.110.390.991.20-0.21-17.85研究结果表明，长6层油井提液稳油的合理流压约为饱和压力的0.480.55倍，即在3.23.8MPa。而我厂平均流压仅2.23MPa，2.0MPa以下油井达1200余口，在井筒上还有一定的生产潜力。在合理流压研究的基础上，对21口油井泵挂重新进行优化设计，平均上提泵挂150m，流压上升1.36MPa，日产液
11、、日产油稳中有升，平均泵效提高了4，效果较好。 2、油田增产工艺技术体系的研究与应用安塞油田经过多年的探索实践，已经形成了一套较成熟的增产工艺技术体系，以脉冲解堵、泡沫洗井和射流解堵为主的解堵技术，以常规复压和蜡球暂堵压裂为主的复压技术，以微乳化胶束酸、多元复合酸及二氧化氯酸等为主的酸化技术等。近几年加强了选井选层、施工参数优化等方面的研究，同时加大新工艺新技术现场技术攻关试验，以整体复压、酸化解堵和侧钻等为主的油井增产工艺技术，以注水井井下分注和调剖堵水等为主的注水井增产工艺技术，均取得实质性的突破，成为安塞特低渗透油田开发稳产的核心技术，有力地促进了油田的良好开发形势。1）重复压裂安塞油田
12、从“九五”期间开始重复压裂试验，先后经历了常规复压、大型复压、层暂堵三个阶段。从2003年开始，将实施思路重新定位为“瞄准潜力区，先培养后实施”。根据不同区域的油层特性、含水状况及压力保持水平等进行筛选分类，确定重复压裂的直接可实施区、培养区和潜力区，通过注采关系的调整和坚持不懈地注水培养，按照“潜力区培养区可实施区”的转化方向，大力推广应用区域整体连片暂堵复压技术，20032005年在侯市、王窑、杏河、坪桥四个区块实施区域连片整体复压。截止2005年底，共实施暂堵压裂237口井，累积增油144672吨，早期实施的井达到了有效天数和累增油双过千。2006年重复压裂继续从优化工艺参数、选井选层研
13、究等方面着手开展工作，进一步推广和完善三叠系油层的重复压裂技术，取得了较好效果，全年共实施72口，累积增油18215吨。（1）暂堵压裂工艺参数优化裂缝长度优化：按照长6油层物性、流体性质及压力特征，按300m左右开发井距和反九点注采井网条件，对不同渗透率条件下的净现值-缝长关系的计算结果分析，从净现值分析结果可以看出，重复改造效益最优化区间在压裂支撑裂缝半长约100-120m（单缝）左右。 图1-3渗透率-缝长-净现值关系图施工排量优化：通过岩心实验和现场裂缝监测表明，安塞油田储层泥岩与砂岩地应力差值小，排量过大容易造成裂缝高度在纵向上不易控制，产生支撑剂无效支撑现象，影响重复压裂效果。通过对
14、不同排量（1.0m3/min、1.5 m3/min、2.0m3/min、2.5 m3/min、3.0 m3/min）条件下施工排量-缝长-净现值的关系进行比较，可以看出，在缝长为100-120m的围，随着施工排量的增大，净现值明显呈下降趋势。因此缝长为100-120m围，合理的施工排量应该在1.5-2.0 m3/min之间。图1-4 施工排量-缝长-净现值关系图杏河、王窑和侯市区块，排量对日增油的影响不是很明显，而坪桥区块排量对措施效果影响较大，不同的井况选择不同的施工排量。 表2-3 不同区块施工排量选择表区块施工排量m3/min杏河1.6-1.8王窑1.9-2.0侯市1.7-2.0坪桥油层厚度：15m,排量1.8m3/m油层厚度：1015m,排量：1.61.8m3/m油层厚度：1-10 由上式计算得裂缝导流能力应为27-270m2.cm。出于经济考虑确定裂缝导流能力应达到27m2.cm以上。兰砂在25MPa的闭合压力及5kg/m2铺砂浓度下，0.45-0.9mm兰石英砂导流能力达到35m2.cm，支撑剂铺砂浓度选择在5-8kg/m2时完全可满足压裂施工的需要。表1-4 0.45-
