安塞油田低产低效井综合治理技术研究

逐年变小，新建产区多位于油层厚度薄、物性差的边
部；同时，油田进入中高含水期，开发矛盾日益突出， 管杆老化、套管损坏严重，这不仅使低产低效井增 多，而且也导致一定数量的油水井停产关闭。安塞 油田通常把关井时间超过６个月的井称为长关井。 ２００８年底安塞油田共有油井４ ４２０口，开井数３
表１ 区块
ＰＱ
１低产低效井成因分析
（３）油层损害的影响。油层损害导致储层渗透 性下降，是油井产能下降的一个重要因素［３］。造成 油层堵塞的原因较复杂，主要包括微粒运移、粘土矿 物水化膨胀、无机垢、有机垢、生物垢及外来颗粒堵 塞，从而导致水井低注、油井低产。
２低产低效井治理对策
以精细油藏描述和动态监测最新成果为指导， 结合安塞油田成熟的“三分”精细注水技术，科学分 析每口油井低产原因，重新评估每口长关井潜力，确 定合理的治理技术。
２．１
改变液流方向治理低产低效井 针对连片低产区域、油井关井导致井网残缺使
部分储量无法动用的情况，一方面，转注水淹井，改 变液流方向，使渗流场重新分布，从而增加水驱控制 储量和可采储量，提高采收率；另一方面，转注水驱 优势方向的油井，迫使水驱方向发生改变，促使其它 油井见效。安塞油田Ｗ１４—２８井受水井Ｗ１５—２５ 注水影响水淹，而侧向井长期不见效，２００８年转注 Ｗ１４—２８，改变水驱方向，促使侧向井见效。从目前 周围井动态可以看出，日产油水平由０．４６ ｔ上升到
２００９年１１月
石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ
第２３卷
第６期
文章编号：１６７３—８２１７（２００９）０６—００６２—０３
安塞油田低产低效井综合治理技术研究
何奉朋，李书静，张洪军，张 金，张晓磊
（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西延安７１６０００）
安塞油田区域构造为平缓的西倾单斜，沉积环
境主要为湖泊河流三危洲前缘沉积体系，属于典型 的低渗、低压、低产的“三低”油藏‘１一引。１９８９年开 始注水开发，随着开发时间延长，开发老区措施潜力
井２８５口，关井率为６．５％。根据多年的开发经验， 本文对长关井和低产井形成原因进行分析，制定合 理的治理对策，充分挖掘低产井和长关井潜能。
对长关井治理，安塞油田拓展了思路，将措施选 井范围扩大到水淹地质关井，重点开展了水淹地质 关井重复压裂试验。在选井方面，选择注水开发时 间长、压力保持水平高且分布均匀的区域，优选地质 关井时间较长、累产油低于１０
０００
ｔ的长关井开展
复压复产。２００７年选择Ｗ１９—０１３开展复压复产 试验，复产后当年单井日增油１．５０ ｔ，效果较好。此 后，共选取７口长关井实施复压复产。 ２．７．３大修复产井 通过对老井井筒复查，对存在井筒事故造成关 井且有恢复价值的实施大修复产。２００６至２００８年 共计实施长关井大修复产２８口，其中２６口有效，单 井日增油１．３８ ｔ，累计增油５
（下转第６８页）
万方数据
・６８・
石油地质与工程
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通过以上不同方法计算的双河油田Ⅷ、Ⅸ油组 井网密度，综合各个方案的优势及局限性，认为双河 油田Ⅷ一Ⅸ油组合理井网密度在１１口／ｋｉｎ２左右。
１．１
低产低效并定义 低产低效井是根据成本计算的效益界限与低产
低效井界限共同确定的。从经济效益分析，安塞油 田２００８年单井经济极限产能为０．１１ ｔ／ｄ，但根据多 年的开发经验，将产能低于１．０ ｔ／ｄ的油井定为 低产井（表１）。根据效益界限和现场操作，目前将产
低产低效井分级
８６０
口，单井产能低于０．５ ｔ的低产井共有５０７口，长关
比例，％
４８．０ ３８．９ １７．３ ２７．６ １９．０ ２３．４ ２４．０ ５７．４ ３８．６ ３０．１
ＷＹ
Ｓ１３０ Ｓ１６０ ＨＳＨ ＸＨ ＸＢ Ｓ５＋Ｓ２２７ Ｓ１５２
ＺｔｔＱ
能低于０．５ ｔ／ｄ的井作为重点研究和治理对象。 １．２低产低效井的成因 一般来说，低产低效井主要包括低产井和长关 井。低产井主要表现在液量和含水两方面。根据安 塞油田历年开发经验以及低产井的产液和含水级别
２．７．２复压复产并
３２４
ｔ。
多油层区域实施分层注水提高水驱动用程度 在多油层发育区，层间渗透率、渗流规律等不尽
相同，在油井上表现出单层见水水淹，注水井上表现 出剖面吸水不均。因此在多油层开发区实施注水井 分层注水开发，降低剖面上非均质性对开发效果的 影响程度。 安塞油田ＸＢ区是典型的多油层开发区块，动 态监测资料表明，多油层之间存在明显差异，如Ｘ６８ —３３井长６１１—２层地层压力２２．４５ ＭＰａ，而长６１２ 层只有９．０７ ＭＰａ，层间压力差异大。对ＸＢ区高含 水油井对应的８口注水井实施分层控水，涉及油井 ５６口，分层注水后１０口高含水油井含水得到了控 制，含水从７０．６％降为４２．４％。 ２．４周期注水 根据注水见效周期，对有明显优势见效方向的 低产区开展周期性注水措施，注采比控制在１．０～ １．２。主要在￥１６９、￥２２７、ＨＳＨ等区块实施。￥２２７ 井区Ｐ４９—０２８井注水见效迅速，油井含水持续上
６２０
源自文库ｔ。
３低产低效井综合治理效果分析
从２００６年安塞油田开展低产低效井综合治理 技术研究以来，安塞油田应用重复压裂、解堵、复产、 堵底水等措施对２０５口低产低效井实施了综合治理 工作（表３），共有１６０口低产低效井产能达到１ ｔ以 上，脱离低产低效井范围。截止２００８年年底，累积
增油７．２１７ ４
０．９４ ｔ。
２．２裂缝区低产低效井治理 在裂缝发育区，注入水沿裂缝方向突进，裂缝主 向油井含水上升较快，而侧向油井见效程度低，导致 水驱波及体积减小，水驱油效率降低，影响油田开发 效果。一是考虑对注水井进行化学堵水，通过抑制 注入水单向突进，恢复主向油井产能，同时迫使注入 水沿侧向推进；二是考虑水淹油井进行地质关井，实 施沿裂缝注水，同时对侧向油井压裂引效；三是转注 水淹油井形成排状注水，建立有效的压力驱替系统，
安塞油田低产低效井分级表成
开井数
４７１ ４９１ １６８ ３３７ ５１１ ８１７ ２８７ ６８ ４４ ２０９
产能＜Ｏ．１１ｔ／ｄ
８ ４２ ３ ８ ６ １６ ４ ２ ３ ６
０．１ｉｔ／ｄ＜产能ｄ０．５ｔ／ｄ
９３ ６４ ７ ２８ ３２ ６６ ２５ １５ ６ ３５
０．５ｔ／ｄ＜产能＜１．０ｔ／ｄ
１２５ ８５ １９ ５７ ５９ １０９ ４０ ２２ ８ ２２
摘要：安塞油田属于低渗、低压、低产的“三低”油藏，针对安塞油田开发实际情况，从经济极限产能方面定义了低产 低效井，并对其进行了分类，从地质因素和后期开发方面分析了不同类型低产低效井的成因。通过对开发地质资 料的研究分析，结合采油工艺技术，针对不同的低产低效井制定了合理的治理技术。实践证明，低产低效井治理取 得了显著的效益，同时也为同类油藏提供了经验。 关键词：安塞油田；低产低效井；成因机理；治理技术 中图分类号：ＴＥ３１３．３ 文献标识码：Ａ
２．３ ２２９
ｔ。
２．７．１直接复产 水淹油井长时间关井后，地下流体渗流状况发 生改变，使得剩余油分布也发生变化，可直接复产， 或在实施堵水调剖的区域，有选择性的复产。在选 井方面，主要选取采出程度低、油井见水时间不超过 １年、地质关井时间２年左右的油井直接复产。如 Ｓ１６０裂缝侧向的Ｗ４４—０３３，２００６年３月水淹，１０ 月地质关井。数值模拟结果显示该井周围剩余油丰 富，２００７年３月对该井复产，复产后油井含水稳定， 目前日产油２．１２ ｔ，含水５０．２％，累计增油１
１０４
ｔ，有效井单井日增油１．１８
ｔ。
４结论及认识
（１）低产低效井和长关井挖潜是老油田稳产的 重要手段之一。根据安塞油田单井经济极限产能和 实际开发情况，将单井低于１ｔ的井定义为低产低效 井，并将重点治理单井产能为０．５～０．１１ ｔ的井。 （２）通过分析造成安塞油田油井低产的原因包 括储层特征和后期开发因素，存在储层非均质性、底 水锥进、裂缝及油层堵塞等原因。 （３）针对不同成因的低产低效井，通过改变液流 方向、化学堵水、分层注水、周期注水、长关井措施复
万方数据
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进而提高单井产能。 安塞油田ＮＬＸ区注水开发以来，表现出明显 的裂缝性见水特征，注入水沿近东西向单向突进，位 于该方向的采油井出现暴性水淹。２００８年对该区４ 口井实施了化学堵水，对应的１２口油井中８口见 效，Ｓ０７—３２一Ｓ０７—３４裂缝线上含水得到明显控 制，侧向油井动态基本保持稳定。单井日增油０．６４ ｔ，已累计增油１
ｘ
升，降低对应注水井Ｐ４９—０２７注水量，控水效果不
明显。对该井实施注１０天停１０天的短周期注水政 策，油井含水得到明显控制，该井含水由８１．８％降 低到１１．４％，日产油水平由０．８９ ｔ上升到２．５２
２．５底水发育区堵底水
ｔ。
对底水锥进造成的高液量、高含水油井进行堵 底水，是治理长２油藏底水发育区含水上升井的一 种有效的措施技术。￥１５２区Ｈ１８—７受底水影响， 含水上升至１００％，２００７年实施化学堵底水，措施后 日增油０．６８ ｔ，含水由１００％降为７９．８％。 ２．６解堵、增注等手段改善产吸剖面 油井堵塞后，动态表现出日产液、日产油、动液 面持续下降，由于水相渗透率高于油相渗透率，油层 堵塞后，原油流入到井筒内的速度降低，含水缓慢上 升，形成低产低效井。针对于油层堵塞机理及堵塞 后的动态变化特征，对油井实施解堵措施、注水井采 取降压增注措施［３］。 ２．７长关井治理技术
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含水关井；②因低产或不出油关井；③井筒发生事故 但可大修复产；④井筒发生事故但已有更新替代井。 目前安塞油田长关井主要以高含水地质关井为主。 为了制定根本的治理措施，对低产井成因从地质因 素和开发因素进行了系统分析。 １．２．１地质因素 （１）储层平面非均质性。平面非均质性既包括
单油层渗透率的非均质性，也包括油层砂体平面分 布的形态和连续性。从储层平面上看，在同一沉积 时期，由于距离盆地沉降中心或物源远近不同等原 因，造成砂体不同部位的物性存在差异（表２）。在 注水开发过程中，水线在不同方向上推进速度不同， 导致物性较好方向上的油井水淹，而物性差的区域 油层动用程度差，易形成低产低效井。
来看，低产井大致可分为两类：低液量型和高液量高 含水型。长关井按关井原因可分为四类：①水淹高
收稿日期：２００９—０５—１４；改回日期：２００９—０８—２１ 作者简介：何奉朋，硕士研究生，１９８２年生，２００８年毕业于中国 石油大学（北京），从事油田开发地质研究。
万方数据
何奉朋等．安塞油田低产低效井综合治理技术研究
表２安塞油田不同区块剖面非均质参数统计
（２）剖面非均质性。剖面非均质性是指单油层 内部及多油层层间储层物性变化。沉积韵律是造成 层内非均质性的主要原因。注水开发过程中，对于 正韵律油层，注入水首先沿底部高渗带向前突进使 底部水淹，注入水波及体积小，层内储量动用状况极 不均匀；而反韵律油层，注水首先沿上部高渗透层段 向前推进，同时在重力作用下，注入水进入底部低渗 透层段，使油层纵向水驱均匀。 从层间上看，由于沉积环境变化导致层间物性 差异大，表现为各层开采速度不一致，高渗透层采油 强度大，含水上升速度快，低渗透层采油强度低，注 水难以见效，使开发效果受到影响。分层开采不平 衡的根本原因是层间渗透率的差异，导致层间采出 量或注入量也不同，此类油井主要集中在ＸＨ、ＸＢ 等多油层开发区。 １．２．２开发因素 （１）裂缝。安塞油田储层天然微裂缝比较发育， 但在地层条件下呈闭合状态。压裂改造及长期的注 水开发导致裂缝开启，注入水沿裂缝突进。根据注 水开发动态判断，安塞油田￥１６０区已形成１５条注 水裂缝线，裂缝主向水线推进速度为侧向的２倍，涉 及注水井３８口，主向油井３８口，侧向油井１０６口。 微裂缝主要从两个方面影响油井产能，一是造成主 向油井高压见水，形成低产井；二是由于注入水沿主 向突进，侧向驱油能力减弱，造成侧向井低压低产。 （２）底水油藏底水锥进的影响。安塞油田长２ 油藏底水较发育，开发过程中受油井压裂改造参数、 地层能量、生产压差等因素的影响，造成底水锥进， 油井生产动态表现出高液量、高含水的特征。底水 锥进是目前长２油藏开发中的主要矛盾，也是造成 底水油藏油井低产的主要原因。