安塞油田低产低效井综合治理技术研究
安塞油田低产低效井综合治理技术研究与实践
安塞油田低产低效井综合治理技术研究与实践安塞油田位于陕西省延安市安塞县境内，是中国著名的大型油气田之一。
随着油田开发的深入，部分油井产量逐渐降低，甚至出现了低效井，给油田的生产经营带来了诸多困难。
为了提高油田的产量和效率，安塞油田进行了一系列的低产低效井综合治理技术研究与实践，取得了一定的成效。
一、安塞油田存在的问题1. 产量逐渐下降：随着油田的开发和采收程度加深，部分油井的产量逐渐下降，无法满足油田的生产需求。
2. 低效井较多：油田中存在大量低效井，井口产能不足，采收效率低下，给油田的生产经营带来了极大的困难。
3. 技术设备陈旧：部分油井的技术设备较为陈旧，无法满足现代化油田生产的需求，需要进行更新和升级。
4. 生产安全隐患：一些老旧井眼管理不善，存在一定的生产安全隐患，需要加强管理和维护。
以上问题严重影响了安塞油田的正常生产经营，急需研究并实践能够提高产量和效率的综合治理技术。
二、低产低效井综合治理技术为了解决安塞油田存在的问题，进行了一系列的低产低效井综合治理技术研究与实践，主要包括以下方面：1. 技术设备更新：对于陈旧的技术设备，进行了更新和升级，使用了更加先进的油田生产设备，提高了油井的生产能力和效率。
3. 人工干预：采用了一系列的人工干预措施，包括提高注水量，采用人工增压技术，打通油井通道等，提高了油井的产量和采收效率。
4. 环境保护：在进行油田生产的重点关注环境保护问题，采用了一系列的环保技术，减少了油田生产对环境的影响。
三、实践效果分析1. 产量提高：通过技术设备更新和人工干预等措施，部分油井的产量得到了提高，为油田的生产经营带来了新的活力。
2. 采收效率提升：治理低效井和加强井眼管理等措施，提高了油井的采收效率，减少了资源的浪费，为油田的可持续发展打下了良好的基础。
经过一段时间的实践验证，安塞油田的低产低效井综合治理技术取得了明显的成效，为油田的可持续发展和稳定生产打下了良好的基础。
采油井压裂低效的原因分析与控制措施研究
采油井压裂低效的原因分析与控制措施研究作者：庄丽娟来源：《E动时尚·科学工程技术》2019年第02期摘要：在改革开放的新时期，我国的综合国力在快速的发展，社会在不断的进步，为了实现油井增产，对采油井使用压裂技术，在其压裂之后对地质与施工等因素进行分析，探讨压裂之后低效的原因，采用相应的技术措施，解决采油井压裂低效的问题。
结果表明使用水力压裂施工，可以实现挖潜增产的技术目标。
关键词：采油井；压裂低效；成因；控制方法引言采用油井压裂施工成为油田增产的重要途径，成为后期增产挖潜的重要手段。
但是油井压裂低效，即油井压裂初期日增油量低或者不增油，影响油田开发的经济效益。
采油井压裂效果主要受压前选井选层、壓裂施工原材料优选、压后管理等因素影响。
下面对具体成因及对策进行分析。
1 采油井压裂施工对采油井实施压裂施工作业，是对采油井采取的挖潜增产技术措施。
应用压裂液形成高压，利用高压泵将其注入到井下预压裂层位，通过水力的高压作用，在油层中形成裂缝，从而形成一条或者几条的高渗透通道，增大油流的渗率面积，大大降低了油流的阻力，提高了油层的产能。
采油井实施的压裂施工属于一项高投入，同时也是高回报的增产技术措施。
将低渗透油层的渗透率提高，达到提高产量的目的。
在压裂施工过程中，需要依据压裂设计的要求，优选压裂液、支撑剂等，优化设计压裂施工管柱，启动压裂泵，将压裂液注入油层，在井下形成一定的裂缝，然后使用支撑剂，将裂缝支撑起来，形成孔隙通道，将油层中的油流通过裂缝形成的通道，开采出来，达到油井增产的效果。
2 采油井压裂低效的成因分析2.1压裂液选择不合理在水力压裂进行施工的过程中，如果选择的压裂液不合理，储备不充足，便会对压力施工产生影响。
压裂液机制和预压裂地层之间如果无法匹配，形成的压力便会遭到岩石的阻碍，造成压裂的裂缝较小，进而对采油井压裂施工之后的增产情况产生十分严重的不利影响。
压力施工的影响因素主要有压裂液选择与压裂液储存，如果在控制压裂液的时候措施不合理，便会对压裂施工之后的成效产生不利影响。
抽油机井防气措施
4.单量措施
无论油井的流程单量还是罐车单量，这是一个 常压放空状态，在这种状态下，油管气将得到及时 排放，减少气体对深井泵的影响，增加油井产量。
5.调小防冲距
针对气体影响的井，在日常的油井调整防 冲距的措施中，应尽量调小防冲距，以不碰泵为 原则，减小余隙容积，以减小气体对深井泵的影 响。
6.技术分析
1 坪35-14 2006-3-19 油气分离器 2 坪37-17 2006-3-16 油气分离器 3 坪33-11 2006-5-19 多级气锚 合计 平均
以安塞油田坪桥作业区02井区3月至5 月下入的普通气锚和多级气锚来看，功图 解释由原先的气体影响变成了供液不足， 同时日产液油水平均有提高，合计日增油 3.1t，且各井的泵效均有提高。现场落实 情况来看，油管气降低，更换盘根的频次 显著减小。
普通气锚
使用效果分析：
使用前 序号 井号 下入日期 工艺名称 日产液m3 日产油t 3.89 3.16 2.27 9.32 3.11 3.02 2.45 1.73 7.2 2.40 使用后 含水 含水 动液面m 功图解释 泵效 % 日产液m3 日产油t 动液面m 功图解释 泵效 % % % 7.5 1220 气体影响 24.6 4.46 3.47 8.1 1102 气体影响 22.4 4.5 3.44 8.8 1253 气体影响 33 4.35 3.38 8.0 13.31 10.29 8.1 4.44 3.43 7.4 8.8 7.5 8.0 8.0 1233 供液不足 30.5 1163 供液不足 30.8 1247 供液不足 63
4.其它防气井下工艺
此外还有防气泵和内罩式防气装置，前 者在安塞油田主要缺点是成本较高，而后 者在日产低于2t的油井增产效果不明显， 较不适合安塞油田的部分区块。
安塞油田低渗透长6油层重复压裂技术与应用研究的开题报告
安塞油田低渗透长6油层重复压裂技术与应用研究的开题报告一、选题背景与意义随着石油产量的不断增加和油田的开发程度提高，油田开采面临的技术难题也越来越多。
低渗透长6油层属于难以采储的油层类型之一，其有效储量难以开发，效益较低，因此如何有效地实现对该类型油层的开发和利用一直是石油行业研究的热点问题。
针对该问题，采用重复压裂技术已成为提高低渗透长6油层采储效益的一种有效手段。
传统的压裂技术只能进行一次射孔，而重复压裂技术是在同一射孔缝隙中多次注入压裂液，将地层破裂面积增加，进而提高油层渗透率，提升采收率和增加油田产值。
因此，研究低渗透长6油层重复压裂技术的应用具有重要的现实意义。
二、研究内容和目标本研究重点通过实验研究和数值模拟分析低渗透长6油层重复压裂技术的应用，探讨其技术原理、技术参数和优化方案。
具体研究内容包括：1.对低渗透长6油层基本特征和地质构造进行分析，明确其主要地质特点和矿化特征。
2.探究重复压裂技术原理，分析其优缺点及相应的应用方案。
3.通过现场实验和数值模拟方法，研究低渗透长6油层重复压裂技术的影响因素及其对提高油层渗透率和采收率的影响，确定其最佳施工方案。
4.从经济效益角度出发，论证重复压裂技术在低渗透长6油层应用的可行性和优势，并为油田开发提供技术支撑和经验总结。
三、研究方法1.文献调研法。
2.实验室试验法，包括模拟岩石破裂等实验。
3.数值模拟法，包括有限元模拟、力学模型等。
四、预期成果1.分析低渗透长6油层特征和地质构造，为后续研究提供基础。
2.确定重复压裂技术的优势和局限性，探讨优化方案。
3.通过实验和数值模拟研究探讨低渗透长6油层重复压裂技术的最佳施工方案。
4.为低渗透长6油层开采提供技术支撑和经验总结，为提高油田产值做出贡献。
低产低效井综合治理
低产低效井综合治理摘要：结合作业区的现状，低产低效井已经占了生产井的很大一部分，需要采取一定的措施改变油井目前的现状，对低产低压井进行综合治理，延长该油井的检泵周期，减少作业产生的费用，最终降低油井的生产成本，增加油井效益。
通过对本区经验进行总结，得出一些共性的认识，进而将得到的经验进行推广，保证油井的正常生产。
关键词：低产低效治理方法经济效益前言随着油田不断开发，对油藏特征深入了解，注水系统配套不完善等，原油开采日趋困难，如何提高单井产量、降低生产成本，已成为现在目前的主要的问题。
而如何提高低产低效井的开发效益是目前油田开发的最迫切、最实际的技术难题。
1．低产低效井定义1.1低产低效井定义低产低效井，指产量较低、没有经济效益或效益低下的井。
1.2低产低效井特点低产低效井主要集中分布在开发时间长、开发处于中后期、注采井网不完善的区块。
这些区块的共同特点是地层供液能力严重不足，产量低，泵效低，抽油设备系统效率低，能耗损耗大。
1.3低产低效井成因分析（1）当开发单元进入中后期，随着油井含水率的不断升高，产油量急剧下降，进而形成特高含水低效井。
（2）能量补充不及时。
因注水井自身原因、井网不完善等，或靠天然能量开采，地层能量不足，使油井处于低效状态。
（3）近井地带污染严重或堵塞，造成油井生产水平降低。
（4）因储层物性差异较大，导致注入水沿着大孔隙突进，含水大幅度上升造成低产。
2.低产低效井的综合治理对策2.1加强注水，保持地层能量加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况保持最佳的状态。
主要包括：（1）完善注采井网，提高储量的控制和动用程度。
最近两年没有油井转注井，但根据前几年油井转注效果分析，转注后，地层能量得到有效补充，见效较明显。
（2）调整注采关系，维持注采平衡。
根据油藏开发技术并结合油井的生产动态，进行精细化注水，使注采关系趋于合理。
（3）改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的层位，采取一系列措施，改善其吸水状况。
气田低产井治理方案
气田低产井治理方案随着气田的开采和地质形势的变化，气井的产量也会有所变化。
有些井的产量会低于预期或者逐渐降低，这时需要针对这些低产井进行治理，提高井的产量，延长气田的使用寿命。
本文将介绍针对气田低产井的治理方案及其实施步骤。
低产井的定义低产井是指产气量低于预期或者气量逐渐降低的油气井。
低产井的主要表现是井口流量、静态压力和出厂液含水率等数据持续变差。
治理方案气田低产井的治理方案主要包括以下三个方面：提高井筒效率井筒效率是指井筒内形成气体上升速度的大小，它是气井生产能力的重要指标。
井筒效率较低会导致气井产能下降、对井口起喷、液面下降等问题。
提高井筒效率可以采取以下几种措施：•清除井筒内残留物：在井口上设置泥浆泵或者冲洗器，将井口灌入适量的清水后，进行适当的泥浆冲洗，清除井筒内残留物。
•更换合适的管柱：更换合适的管柱，可以减小管柱的摩擦力，降低气流的动能损失，降低气井产出阻力。
•地震酸化处理：地震酸化是一种物理化学处理方法，可以溶解岩石孔隙中的碳酸钙等物质，增加气井的孔隙度和渗透率，提高井筒效率。
恢复井壁性能沉积岩中天然裂隙对气井的产能具有至关重要的作用。
空气和水分子可以通过这些裂隙进入气井呼吸孔，并随着天然气一起破裂，形成高产气井。
当井壁裂隙被堵塞后，气井的发育能力会下降。
因此，恢复井壁性能对于治理低产井非常必要，以下是恢复井壁的方法：•酸化处理：酸化处理可以使元素锆钛铁等金属离子在井壁附近溶解，恢复井壁的性能，提高气井产能。
•岩心处理：利用钻井取得的岩心，进行岩心处理，可以更好地了解气井产能和物性，制定更加精准的恢复方案。
增加采出有效面积增加采出有效面积，可以提高气井的产能。
以下是增加采出有效面积的方法：•压裂处理：压裂是一种重要的井壁增裂增透技术，可以通过压力将岩石破裂，扩大井壁面积，提高气井产能。
•钻井侧向水平裂隙处理：钻井侧向水平裂隙处理是一种通过钻井和裂隙技术增加井壁面积的方法。
该方法可以大幅提高气井产能。
低压低产气井排水采气工艺技术分析
185低压低产气井是指井底流体压力较低、产气量相对较小的天然气井。
这类气井通常由于气井底部压力不足以使天然气上升到地面，导致产气困难。
排水采气工艺是一种用于低压低产气井的技术方法，旨在提高井底压力，促进天然气的上升和分离。
通过选择合适的工艺和设备，例如机抽排水工艺、柱塞举升排水工艺、泡沫排水工艺、螺旋泵排水工艺和超声波排水工艺等，来改善低压低产气井的采气效果。
这些工艺可以提高井底压力、增加气体上升力、减小液柱对产气的抑制等，从而提高采气效率和经济效益。
1 低压低产气井排水采气的工艺特点1.1 井底流体压力较低低压低产气井的井底流体压力通常较低，一般处于较低的范围内，可能小于地面大气压。
在气井中，井底的气体压力相对较低，压力差较小。
这种低压状态会对气井的产气量和采气效率产生影响。
在低压情况下，气体的压力差较小，导致气体无法充分驱动流体的上升速度，从而影响采气的效果。
因此，针对这种情况，需要采用合适的排水采气工艺，以克服低压带来的困难，并提高气井的产气量和经济效益。
1.2 产气量相对较小低压低产气井的产气量通常相对较小，即每天产出的天然气量较少。
这是由于井底的气体压力较低，导致气体的流动能力和推动力受限，难以将更多的气体从地下储层中抽采至地面。
这种情况下，需要采取合适的排水采气工艺，通过调节井底压力和控制气液流动状态，使得气井产气量得以提高。
常见的工艺包括气液两相排水法和气气两相排水法等，通过优化工艺参数和设备设计，可以最大限度地提高低压低产气井的产气量，提高资源利用效率。
1.3 气液两相流动复杂低压低产气井中，气液两相的流动状态比较复杂。
由于井底流体压力低，产气量小，气液两相在井筒中的分布和流动方式会受到多种因素的影响，包括气体泡沫、液滴和气液混合相等。
这导致了气液两相之间存在不均匀分布，不同深度和孔隙度的地层含气饱和度和气液比例也会不同。
这种复杂的气液两相流动状态给排水采气工艺带来了一定的挑战，需要采取合适的措施来优化气液分离和排出气井的过程，以保证排水采气工艺的稳定运行。
安塞油田坪桥难采区油藏特征及开发对策
相 比 ，碎 屑 颗 粒 细 ，填 隙 物 含 量 高 ，物 性 差 ，排 驱 压 力 、 中 值 压 力 大 ，面 孔 率 小 （ 其 是 残 余 粒 间 孔 尤
少） ，属 于 典 型 的特 低 渗 储 层 。具 有 明显 的非 达 西 渗 流 特 征 。较 大 的启 动 压 力 梯 度 。同 时 ，黏 土矿 物 的
安 塞油 田坪 桥 难 采 区油 藏 特 征 及 开发 对 策
饶 巧 ，李 涛 ，何 右 安
（ 国 石 油 长 庆 油 田勘 探 开 发 研 究 院 ，陕 西 西 安 ７ ０ ２ ） 中 １ ０ １
摘
要 ： 动 用储 量 多 处 于 各 油 藏 边部 ， 难 物性 变 差 、 度低 。坪 桥 难 采 区 长 ６ 层 与 已 开 发 的 坪 桥老 区 丰 储
稳定剂 等技术 措施 ，实施效 果显著 ，为同类 油藏 的
安塞 油 田坪桥 区位于鄂 尔多斯 盆地 陕北 斜坡 的 东 北部 ，主 力含 油层 系为三 叠 系延 长组 长 ６ 小层 ， 油藏 埋深 １１ ０ｍ 左右 （ ０ 朱玉 双等 ，２ ０ ） ００。
１ １ １ 沉 积 微 相 描 述 ．．
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第４ １卷
第１ 期
西 北 地 质
ＮＯＲＴＨＷ ＥＳ ＥＲＮ ＧＥＯＩＯＧＹ Ｔ
Ｖ ｏ ． １ Ｎｏ．１ １４
２０ ０ ８年 （ １ ４ ） 总 ６期
２ ０ （ ｕ １ ４ ０ ８ Ｓ ｍ ６ ）
文 章 编号 ：１ ０ — ２ ８ ２ ０ ） １０ ０ — ８ ０ ９ ６ ４ （ ０ ８ ０ — １ ７ ０
安塞油田
中国第一个百万吨级的特低渗透油田安塞油田持续八年的技术攻关,风雨磨难，鲜为人知，终成正果。
为安塞油田勘探开发建设的全体工程技术人员和员工的辛勤劳动而作！安塞油田，位于鄂尔多斯盆地中部，陕北黄土高原，行政区域属革命老区陕西延安，在“安塞腰鼓之乡”。
自然条件较差，地表为黄土覆盖，沟壑纵横，梁峁交错，海拔1100－1500米，相对高差100－300米。
安塞油田，是我国陆上开发最早的特低渗透整装油田，由于延长统三叠系地质条件复杂，突出的特点是“低渗、低压、低产”，“井井有油，井井不流”，号称“磨刀石”，从1905年到1988年未取得任何开发突破，长庆人从1988年组织了持续八年的可歌可泣的技术攻关，成功的开发了世界罕见的中国第一个百万吨级的特低滲透油田，被石油界誉为“安塞模式”。
中国工程院资深院士翟光明说：“就油藏物性而言，（有效滲透率只有0.49个毫达西），比北美地区油田还要差，但其开发水平和规模属于世界前列”。
安塞油田开发获得国家科技进步二等奖，中国石油天然气总公司特等奖（1995），陕西省科技进步一等奖。
2008年原油产量将突破300万吨大关，功勋卓著。
陕北石油勘探开发，经历了一个漫长而曲折的过程，长庆石油人，许多勘探开发的可歌可泣的悲壮的动人故事鲜为人知。
东汉班固，北宋沈括，均言曰：高奴鄜延有石油。
近代，大清王朝，民国政府，石油勘察，几经辄试，如云若雾。
新中国立，三十春秋，东西普查，南北钻探，迷茫漫长，未成大势。
安塞油田的发展历史，可以追溯到二十世纪七十年代。
1970年12月，国务院、中央军委联合颁发文件，宣布成立了中国人民解放军兰州军区陕甘宁石油会战指挥部，随后根据兰州军区意见，又成立了陕西省石油会战指挥部，即长庆石油会战指挥部第一分指挥部，在陕北展开了大规模的石油勘探。
来自新疆、玉门、大庆、江汉等油田的近万名石油大军云集陕北，展开声势浩大的石油大会战，先后挺进渭北、富县，南下洛河、葫芦河，北上吴旗、志丹，南下铜川、耀县，足迹遍布陕西大地，历时八年，未成大势。
安塞油田回收利用油田伴生气的具体做法
安塞油田回收利用油田伴生气的具体做法徐旭龙1㊀徐㊀阳2㊀熊㊀军1㊀郑淑红1㊀陈㊀飞1㊀李㊀翔1㊀周石港1㊀王训明1(1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂,陕西延安716000;2.西安科技大学化学与化工学院,西安710054)摘要:安塞油田局部区域未建设原油稳定装置,且已建伴生气处理装置能力不足,原油蒸发损耗㊁伴生气无效放空及不合理利用,不符合国家安全㊁环保要求,同时也影响企业经济效益㊂为进一步提高伴生气的回收利用率,通过对安塞油田伴生气资源现场摸排调查以及回收利用现状进行分析,提出了伴生气开发与利用工作思路与方法,形成了以 井组定压阀集气㊁增压点油气混输㊁接转站油气分输㊁联合站三相分离㊁原油稳定㊁伴生气处理及干气利用等措施 为主的油田伴生气综合回收利用技术㊂伴生气回收利用是来自生产实际的具体问题,对解决伴生气回收利用问题具有较为广泛的借鉴参考价值和实用性㊂关键词:伴生气;回收;利用;工艺技术SPECIFIC PRACTICES OF OIL RECOVERY AND UTILIZATION IN ANSAI OILFIELDXu Xulong 1㊀Xu Yang 2㊀Xiong Jun 1㊀Zheng Shuhong 1㊀Chen Fei 1㊀Li Xiang 1㊀Zhou Shigang 1㊀Wang Xunming 1(1.No.1Oil Production Plant of Petrochina Changqing Oilfield Branch,Yan an 716000,China;2.School of Chemistry andChemical Engineering,Xi an University of Science and Technology,Xi an 710054,China)Abstract :The local area of Ansai oil field had not built a crude oil stabilization device,and the capacity of the built ansai gastreatment device was insufficient.The evaporation loss of crude oil,the invalid release of the associated gas and theunreasonable utilization of crude oil were not in line with the requirements of national safety and environmental protection,andalso affected the economic benefits of the enterprise.In order to further improve the recovery utilization rate of Ansai oilfield,by analyzing the field survey and recycling situation of Ansai oilfield,this paper put forward the working ideas and methods of development and utilization of Ansai oilfield.The oil field combined with gas recovery technology was formed with measuressuch as "well set pressure valve gas collection,supercharging oil and gas mixed transport,oil and gas separation at the transfer station,joint station three-phase separation,crude oil stability,combined gas treatment and dry gas utilization".Accompaniedrecycling was a practical problem from production,and had a wide range of reference value and practicality for solving accompanied recycling.Keywords :associated gas;recovery;utilization;process technology㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀收稿日期:2019-07-08第一作者:徐旭龙(1969-),男,大专,主要从事油田开发技术服务工作㊂1271309616@0㊀引㊀言纵观世界能源结构变迁,共有三次显著的能源转换阶段㊂第一次能源革命由 薪柴 转换为 煤炭 ,19世纪末发生的第二次能源革命由 煤炭 发展到 油气 ,目前正处于第三次能源革命,由 油气 阶段步入 新能源 发展阶段㊂世界能源呈现出多元㊁清洁㊁低碳的特点,四种主体能源分别进入新时代:煤炭发展进入 转型期 ㊁石油发展迈入 稳定期 ㊁天然气发展步入 鼎盛期 ㊁新能源发展渐入 黄金期 ㊂加快能源结构调整,大力发展天然气是中国能源结构转型升级的重大战略举措㊂为此国家相续出台了‘天然气发展 十三五 规划“‘加快推进天然气利用的意见“‘关于深化石油天然气体制改革的若干意见“‘打赢蓝天保卫战三年行动计划“等政策措施㊂在 煤改气 及 打赢蓝天保卫战 等政策推动下,天然气消费持续快速增长,天然气在我国一次能源的占比从 十二五 初期的5%稳步提升至2018年的7.5%;我国天然气消费量2018年达到了2803亿m3,同比增长18.1%,天然气进口量1254亿m3,对外依存度45.3%㊂从安全保障来看,由于我国油气对外依存度持续快速攀升,已经严重威胁着国家能源安全,对此构建油气安全保障体系㊂应提升国内油气勘探开发能力,深化油气体制改革㊁加大政策支持力度,形成全方位开放下的我国油气安全保障体系,推进全方位对外开放,增强国际油气市场话语权㊂从绿色转型来看,天然气作为一种优质㊁高效㊁清洁的低碳能源,是实现能源绿色转型的现实选择;推进能源消费绿色转型,提升天然气消费比例,推进化石能源清洁化利用;加大环保监管力度㊂近年来,国家出台了一系列有关环境保护的法律制度政策,包括新‘环境保护法“㊁新‘大气污染防治法“㊁新‘水污染防治法“等,对油气生产㊁销售全过程和成品油质量提出了明确的规定和要求㊂1㊀安塞油田伴生气回收利用现状安塞油田地处黄河中游的陕北黄土高原丘陵沟壑区,区域横跨陕晋2市20县,矿权面积2.7465ˑ104km㊂辖区内沟壑纵横㊁梁峁广布㊁地表破碎,生态环境十分敏感脆弱㊂所处井场㊁站场点多㊁线长㊁面广,分布零散㊂现有油井8076口,单井产能1.01t,综合含水65.9%;已建联合站10座,接转站59座,增压点166座;2017年原油产量为281ˑ104t㊂因受到区域分散㊁富集度低㊁地形复杂㊁投资不足等诸多因素的限制,仍有部分伴生气资源没有得到有效回收利用,造成了资源浪费㊁环境污染,同时伴生气的放空和燃烧也存在较大的安全环保隐患㊂1.1㊀资源现状安塞油田共管理13个采油作业区,2个集输大队,伴生气总量约65.64ˑ104m3/d㊂1.2㊀利用现状除井站加热自用外,主要通过已建轻烃厂㊁混烃站㊁CNG及燃气发电站进行综合利用㊂2017年底利用部分为51.86ˑ104m3/d,未利用部分为13.78ˑ104m3/d,利用率为79.0%㊂1)一级利用㊂已建成5座轻烃厂㊁5座混烃站,共利用气量约4.98ˑ104m3/d㊂2)二级利用㊂加热装置:共有加热炉及各类燃气加热装置1491具,共利用气量44.73ˑ104m3/d㊂燃气发电:前期建成9座燃气发电站㊁燃气发电机组7座,已停运10座,6座在用,利用气量1.85ˑ104m3/d㊂CNG站:前期建成两座CNG气站,1座在用(用气量3000m3/d),1座已停用㊂3)未利用部分㊂主要是指作业区井站放空燃烧及集输站沉降罐挥发气量,总量约13.78ˑ104m3/d,按照1m3伴生气产生1.885kg CO2计算,每日CO2排放量为259.753t;2017年未稳定原油产量为75.8ˑ104t㊂2㊀伴生气回收利用工艺2.1㊀伴生气回收利用技术思路2.1.1㊀伴生气回收技术1)井场采用定压阀回收套管气;2)对于高回压井场,采用定压阀与油气混输设备,外输至下游站场;3)原始气油比ȡ50m3/t的站场采用油气分输;原始气油比<50m3/t的站场采用油气混输工艺回收伴生气㊂2.1.2㊀伴生气处理工艺原油稳定工艺采用微正压闪蒸工艺㊂伴生气量<3.0ˑ104m3/d采用低温冷凝分馏工艺回收混烃,C3 +回收率达到90%以上,见图1㊂图1㊀伴生气回收利用工艺流程2.2㊀伴生气集气工艺根据安塞油田地质㊁自然环境以及集输系统布站方式,主要包括井场㊁站场集气㊂2.2.1㊀井组集气工艺可直接进入系统的井组采用定压阀集气,边远井组采用定压阀+油气混输设备混输工艺集气㊂1)定压阀集气工艺㊂在套管与单井出油管道之间安装定压放气阀,当套管压力超过设定压力后,定压阀打开,套管内伴生气进入出油管道,有效回收套管气㊂定压放气阀压力设定值为油井回压+0.2MPa㊂针对安装定压阀对油井产量影响问题,2018年对5个含有长2㊁长6㊁长8等多个生产层位井组33口油井进行效果分析㊂安装定压阀后,平均液量略有上升,动液面保持平稳㊂说明安装定压阀对油井产量影响很小,见表1㊂2)油气混输工艺㊂针对高回压及边远低液量井组采用定压阀+油㊀㊀表1㊀定压阀安装井组动态统计层位井组号油井数量/口回压/MPa 定压阀设置压力/MPa安装前平均动态安装后平均动态日产液/m 3日产油/t 动液面/m 日产液/m 3日产油/t 动液面/m 长6∗23-94 1.3 1.5 4.35 1.14923 4.130.98913∗133-451 1.5 4.181.84864 4.021.83843长2∗75-2160.10.210.67 1.4799211.93 1.6988∗71-2241.2 1.320.89 3.1982520.28 2.84854长8∗102扩140.30.42.73 1.211413 2.71 1.131428合计3342.818.85501843.078.395026平均7 6.79 1.581136 6.89 1.511141气混输设备,由于从井场到接转站油气流动阻力造成井口高回压,一般低的1MPa,高的2MPa,冬季部分油井回压高达3~4MPa㊂高回压使井口盘根刺漏,井底漏失量加大,生产事故风险增大,由于套管气压低于油压,套管气无法进入原油出油管线进行回收,以同步回转压缩机作为井口增压设备,通过同步回转压缩机混输泵抽吸作用,将套管气和井组来油经过滤,油气混输增压进入集油管线输至下游站场,实现降低井口回压,有效解决油井高回压矛盾,延长集输半径,达到回收井口伴生气资源的目的㊂通过前期推广试验,目前排量为0.6~2L /min油气混输设备现场已应用成熟可靠,可实现井场降回压密闭增压集输㊂2018年通过建立同步回转集气示范区,安装21座井组,实现伴生气密闭回收,同时井组降回压效果明显,见表2㊂表2㊀示范区同步回转压缩机运行情况统计站点同步回转井组/座同步回转型号回收气量/m 3平均回压/MPa 安装前安装后∗十四转5RPP-1㊁RPP-2㊁RPP-41300 1.7 1.2∗五增5RPP-21800 1.8 1.4∗二倒3RPP-1㊁RPP-21100 1.6 1.2∗一增6RPP-1㊁RPP-2㊁RPP-42600 1.41∗127-4增2RPP-2㊁RPP-45001.40.9合计/平均217300 1.61.12.2.2㊀站场伴生气回收站场集气主要为增压点与接转站两个层级㊂1)增压点伴生气回收㊂根据井组来油不同气油比,增压点集气采取油气混输与油气分输两种工艺㊂①油气混输工艺㊂当原始地层气油比ɤ50m 3/t时,采用油气混输泵将井组来原油㊁伴生气㊁采出水三相介质经总机关㊁收球筒㊁水套炉加热㊁外输泵增压后输至下游站场㊂②油气分输工艺㊂当原始地层气油比>50m 3/t时,由于国产混输泵携气率较低,无法满足油气混输技术要求,采用混输工艺将造成站点伴生气无效放空,因此需通过密闭分离装置将井组来油油气分离,将伴生气经空冷器冷却除掉凝液后,通过单独敷设的集气管道输送至下游站场㊂2)接转站集气工艺㊂接转站由于液量与气量相对较大,采用油气混输工艺输送困难,因此采用油气分输模式㊂通过分离缓冲罐或三相分离器将含水油油气分离,伴生气利用站内密闭容器余压或设置压缩机增压后,通过单独敷设的输气管线增压(自压)输至下游站场,见图2㊂图2㊀站场伴生气回收工艺流程3)压缩机㊂压缩机是用于压缩气体以提高气体压力来输送气体的设备,主要由压缩机部分㊁驱动部分及冷却部分三部分组成㊂目前在天然气增压输送中使用的压缩机主要为活塞式压缩机和螺杆式压缩机㊂根据对两种类型压缩机的优缺点对比以及压缩机技术㊁经济(单台费用㊁年维护成本㊁年运行成本㊁全寿命费用现值)对比,并结合各使用单位反馈的使用情况推荐使用活塞式压缩机㊂2.3㊀原油稳定系统调整原油稳定工艺主要有负压闪蒸㊁微正压闪蒸㊁正压闪蒸3种,结合安塞油田2017年原油稳定及伴生气综合利用工程原油稳定推荐采用微正压闪蒸稳定工艺(图3)㊂三相分离器来油依次经原油换热橇㊁原油加热橇加热至94ħ,在微正压(~105kPa)条件下闪蒸分离,稳定原油经泵增压至0.30~0.40MPa 后进入稳㊀㊀图3㊀微正压闪蒸原油稳定工艺流程定原油冷却器冷却至55ħ时进外输系统㊂闪蒸气进抽气压缩机后进入抽气辅机橇,在辅机橇内进行冷却㊁分离,分离出的气相作为原料气至伴生气凝液回收装置,分理出的凝液由于含水率较高因此经增压后返回至原油储罐㊂2.4㊀伴生气处理结合安塞油田滚动开发及地形条件复杂等因素,以节能降耗㊁提高天然气凝液收率为目的,确定回收C 3+为主要产品,采用低温冷凝分馏工艺㊂上游来伴生气(~0.30MPa,~25ħ)进入原料气分离器,分离出游离水后的伴生气进原料气压缩机,一级压缩至0.9MPa 后进入一级冷却器㊁分离器进行冷却分离,分离出微量凝液及水后进分子筛脱水橇脱水,脱水后伴生气经原料气压缩机二级压缩至2.1MPa㊂二级压缩气依次进二级冷却器㊁分离器㊁贫富气换热器㊁冷剂蒸发器(制冷橇内)后,进低温分离器,凝液进脱乙烷塔处理,出低温分离器气相进入贫富气换热器,得到的干气作为站场燃料气,见图4㊂图4㊀伴生气处理流程2.5㊀加热炉智能自动点火装置应用自用加热炉智能自动点火及熄火报警装置能够保证加热炉平稳运行,避免每天耗气量波动,火焰熄灭时能及时自动点火,避免了燃气的浪费,杜绝了加热炉熄火后继续供气的安全隐患;温控装置能够根据现场出液情况(输液量)能够及时远程控制加热炉出温,无需现场人员调试火源大小,节省时间,操作简便提高工作效率㊂3㊀站点伴生气回收利用案例某接转站在伴生气回收利用过程中主要工艺设备有三相分离器㊁分离缓冲装置㊁气液分离器㊁加热炉及储罐等,总设计规模为5ˑ104t /a,见图5㊂3.1㊀三相分离器选型3.1.1㊀日生产油量q 油=m ːρː365(1)式中:q 油为日生产油量,m 3/d;m为油田原油生产能图5㊀接转站工艺流程力,t /a;ρ为储存温度下的原油密度,t /m 3㊂q 油=5ˑ104ː0.84ː365=163m 3/d3.1.2㊀日生产液量q 液=q 油ː(1-x )(2)式中:q 水=xq 液;q 液为日生产液量,m 3/d;q 水为日生产采出水量,m 3/d;x 为原油含水率,%㊂初期:含水按30%计算㊂q 液=163ː(1-30%)=233m 3/d;采出水量:q 水=30%ˑ233=69.9m 3/d㊂后期:含水按50%计算㊂q液=163ː(1-50%)= 326m3/d;采出水量:q水=50%ˑ326=163m3/d㊂根据‘油气集输设计规范“脱水设备台数不应<2台,1台三相分离器负荷率为326/450=72.4%,满足规范ɤ120%的要求㊂因此脱水设备选型为:2台450 m3/d的三相分离器㊂3.2㊀储油罐选型根据‘油气集输设计规范“储油罐容积按照外输管线事故状态下,该站需储备4~24h外输净化油量,储备时间按24h计算如下:V=mT/ε=163ː0.85=192m3(3)㊀㊀根据计算结果,结合储罐规格系列,选择500m3油罐1具,实际储备时间2.6d㊂3.3㊀加热炉选型3.3.1㊀来油升温热负荷(Q1)Q1=G液㊃C液㊃(t2-t1)(4)式中:Q1为来油升温热负荷,kW;G液为被加热介质质量流量,kg/s;C液为被加热介质定压比热容,kJ/(kg㊃ħ);50%含水:C=0.5ˑ0.84/(0.5ˑ0.84+0.5ˑ1)ˑ2100+0.5ˑ1/(0.5ˑ0.84+0.5ˑ1)ˑ4200=3241 J/(kg㊃ħ);50%含水:ρ=ρ油ξ油+ρ水ξ水=840ˑ0.5+ 1000ˑ0.5=920kg/m3;t1为原油进加热炉温度,ħ,取t1=3ħ;t2为加热炉出口原油温度,ħ,取t2=55ħ;Q1=300/24/3600ˑ920ˑ3.24ˑ(55-3)=538kW㊂3.3.2㊀油罐保温热负荷(Q2)按设计手册选择,500m3油罐保温热负荷为: 28.23kW㊂3.3.3㊀外输负荷(Q3)净化油进三相分离器温度为55ħ,外输无需加热;进储油罐维温温度为30ħ,需升温至48ħ外输㊂Q3=G油㊃C油㊃(t2-t1)=137/24/3600ˑ840ˑ2.1ˑ(48-30)=50.3kW(5) 3.3.4㊀其他热负荷(Q4)考虑站内设备保温,按Q4=50kW估算㊂3.3.5㊀站内总热负荷(Q)Q=1.15(Q1+Q2+Q3+Q4)=1.15ˑ(538+28.2+ 50.3+50)=766kW(6)选择600kW常压卧式冷凝水套加热炉2台㊂3.4㊀伴生气分液器选型侏罗系原始地层气油比为43.6m3/t,由于井底脱气严重,生产实际气油比为43.6ˑ3.3=143.88m3/t㊂Q气=163ˑ0.84ˑ143.88=19700m3/dϕ400伴生气分液器可以处理到19000m3/d,选择1台ϕ400伴生气分液器㊂两台600kW加热炉耗气量为3325m3/d,除自用外,其余气量外输㊂3.5㊀缓冲罐选型V=Q㊃t式中:V为计算需要分离缓冲罐缓冲容积,m3;t为缓冲时间,min㊂根据‘油气集输设计规范“缓冲时间10~20min;Q为进出缓冲罐液量,m3/h㊂来油缓冲:t取20min㊂V=233ː24ː60ˑ20ː0.625=5.2m3外输缓冲:t取20min㊂V=163ː24ː60ˑ20ː0.625=3.6m3综合以上计算结果,选择40m3两室分离缓冲罐1具,两个室容积均为20m3,分别用于来油及外输缓冲㊂3.6㊀回收能力分析按照‘石油天然气开采业污染防治技术政策“(环保部公告2012年第18号)要求, 油气集输过程中,应采用密闭流程,减少烃类气体排放;新建㊁改扩建油气田油气集输损耗不高于0.5%;在开发过程中,伴生气应回收利用,减少温室气体排放,不具备回收利用条件的应充分燃烧,伴生气回收利用率应达到80%以上 ㊂考虑区块地理㊁生态及井站分布等因素,按照初期回收利用率80%执行,19700ˑ80%=15760(m3/ d),站内由Φ400伴生气分液器1台和40m3两室分离缓冲罐1具完成伴生气回收任务,次年达到油田回收利用率平均水平㊂4㊀实施效果及经济效益1)摸排伴生气资源量㊂2018年对所属13个采油作业区伴生气资源量进行摸排调查,8个主力区块新增储气量36.5ˑ104m3/d,5个潜力区块新增储气量8ˑ104m3/d㊂2)井组集气工艺配套㊂前期安装直读防冻堵定压套气阀291套,同步回转压缩机26台㊁输气压缩机2台㊁敷设集气管线47.7km;2018年安装定压阀944套,井组集气管线利旧104条115km,憋压生产井组786座,治理井组伴生气全面回收,火炬全部消灭㊂3)站点集气工艺配套㊂前期安装输气压缩机15台㊁配套数字化增压装置及油气混输装置37具㊁敷设输气管线127.4km;2018年敷设集气管线实现油气增压㊁自压分输,利旧管线225.2km,回收站点86座,新增回收气量6.9ˑ104m3/d,轻烃厂上游8个主力区块的主集气管网已基本建成㊂4)拉油点密闭集输改造㊂2018年对12个井场拉油点进行了优化改造进入集输系统,新铺设集油管线15.6km,新增设油气混输装置5套,满足了优化站点的密闭集输要求㊂5)轻烃系统维护㊂2018年累计保养设备1200余台次,检修设备180余台次,新建LNG 一座,改造CNG 装置一座㊂6)稳定系统调整㊂针对油区东部东营输油站来油未配套稳定装置,2018年新建35ˑ104t 原油稳定装置1套;对现有轻烃厂通过提升库存㊁优化流程增加原油稳定量,提高轻烃产量,原油稳定率由38.3%提高至60.8%㊂7)经济效益㊂2018年伴生气回收利用率达到89.5%,较2017年提高了10.5%,形成了较为完整的伴生气回收利用体系,年综合创效1571万元㊂5㊀伴生气回收利用一体化集成装置在安塞油田建设 人文㊁智能㊁绿色 油田和 二次加快发展 的过程中,为适应油气田大规模建设㊁高效开发和现代化管理的需要,油田全面推行标准化设计㊁模块化建设㊂一体化集成装置做为标准化设计的高水平体现,得到了大规模推广应用,逐步满足了安塞油田优化简化地面工艺㊁模块化建设㊁数字化管理的现实需要,是低渗透油田低成本开发战略的重要举措之一㊂5.1㊀油气混输一体化集成装置该装置主要包括加热炉㊁分离缓冲罐㊁外输泵㊁智能控制和安全保障系统等,可实现远程终端控制㊁现场无人值守㊂应用油气混输一体化集成装置,替代了常规增压点的建设㊂图6㊀油气混输一体化集成装置5.2㊀天然气集气处理一体化集成装置撬装一体化 伴生气回收处理装置,一台集装设备将原来油井来液汇总㊁气液分离㊁闪蒸分液㊁管道清管㊁外输计量及自用气减压等7大系统能完成的功能高度集成到了一体,具有减少用地,降低投资,建设周期短等优点㊂图7㊀天然气集气处理一体化集成装置一体化装置设计与油田数字化建设结合,监控数据上传至中央控制系统,确保生产过程可视㊁可控㊁可调节,保障生产平稳运行㊁数据实时监控,形成了适应油田的智能控制系统制模式,可通过远程终端实现站场无人值守,减少现场人工操作,提高站场管理控制水平㊂6㊀结㊀论1)依据生产现场伴生气收集主要为井口套管气㊁站厂放空㊁储罐挥发3种类型,利用主要包括燃料㊁发电㊁轻烃回收3个方向,安塞油田近年来经过科技攻关和现场实践摸索出一条合理有效回收利用油田伴生气的道路㊂同时,这一举措使油区最大限度地减少了伴生气的火炬燃烧排放,对减少对当地脆弱的生态环境破坏发挥了重要作用㊂2)集气管网不完善㊁装置运行参数不达标等因素依然存在,装置实际能耗高,加工费用高,盈利能力弱㊂2019年油田将从井组到站点,依据不同液量㊁含水,找出不同开发阶段气量变化规律,为下步制定回收方案提供有力依据;加大井下油气混采㊁地面油气混输技术论证和攻关,确保伴生气全面高效回收;进一步推进原油稳定与伴生气综合利用工作,实现原油稳定率及伴生气综合利用率均达到95%以上㊂3)老油田管理站点多㊁设施老旧㊁安全风险高㊁运行费用高㊂一体化集成装置因其占地小㊁投资少㊁调配灵活㊁易于搬迁,可与老油田改造 六结合 ,按照 关㊁停㊁并㊁转㊁简 的改造原则,实现流程再造㊂参考文献[1]㊀吕晨,伍鹏程,曹丽斌,等.洁取暖政策对北方农村地区能源结构的影响:以鹤壁市为例[J].环境工程,2019(7):215-220.(下转第197页)。
采油井压裂后产生低效的原因分析
采油井压裂后产生低效的原因分析【摘要】本文重点分析了采油井压裂后产生低效的原因。
在压裂技术概述中，介绍了压裂技术的基本原理和作用。
原油产量下降可能是由于压裂效果不佳造成的，水平井设计不当也会影响产量。
高渗透层的开采难度大，井座固化差也是导致低效的原因之一。
结论部分提到了对压裂后效果的评估，并提出了提高压裂效率的建议。
通过对这些原因的分析和研究，可以帮助改进采油井压裂的工作效果，提高产量，实现能源资源的更加有效利用。
【关键词】采油井、压裂、产量、水平井、高渗透层、井座、压裂效率、评估、建议1. 引言1.1 背景介绍采油井压裂是一种常用的增产技术，通过在井下进行高压注水，使岩石发生破裂，增加储层渗透性，从而提高油井产能。
有时候压裂后产生的效果并不理想，产量并没有明显提高甚至出现下降的情况，这给采油作业带来了很大困扰。
压裂技术在一定程度上可以改善井床渗透性，但是如果不合理使用或者遇到困难，可能导致产能下降。
一些原因包括：压裂后原油产量下降、水平井设计不当、高渗透层开采难度大以及井座固化差等。
这些问题可能是由于操作不当、岩石特性、井座环境等多方面因素造成的。
对于采油井压裂后产生低效的原因进行深入分析和研究，可以帮助我们更好地理解问题所在，找出解决方法，提高采油井的产能和效益。
本文旨在探讨采油井压裂后低效产生的原因，并提出相关的建议和措施，以期对采油作业的改进和优化有所帮助。
1.2 研究目的本文旨在分析采油井压裂后产生低效的原因，为解决此问题提供参考和建议。
通过探讨压裂技术的概况以及压裂后原油产量下降的情况，我们可以更深入地了解产生低效的根源。
对水平井设计不当、高渗透层开采难度大以及井座固化差等因素进行分析，可以帮助我们找到改进的方向。
最终，通过评估压裂效果，提出相应的建议，旨在提高采油井压裂效率，实现生产效益的最大化。
通过本文的研究，我们希望为采油井压裂后产生低效问题的解决提供有益的思路和方法，促进油田开发工作的顺利进行。
低渗透油藏合理井距的确定方法
低渗透油藏合理井距的确定方法孤东采油厂新滩试采矿裴书泉摘要：为了经济有效地开发低渗透油藏，合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。
本文对低渗油田开发存在的问题，井网井距对低渗油田开发的影响，确定了低渗透油藏的开采原则，给出了经济极限和经济最佳井距的计算公式，总结了技术合理井距的多种方法。
当技术合理井距大于经济极限井距时，应取技术合理井距，结合具体实例进行了计算，计算出了合理井距，并分析了合理井距与各个物理量之间的关系，为低渗油田的开发提供了很好的理论依据。
关键词：低渗；井网；井距；渗流规律；1引言低渗透油田广泛分布于全国各个油区，具有丰富的储量资源。
胜利油区从“六五”以来，平均每年新增探明低渗透储量1000～2000万吨。
2003年上报探明储量为2325万吨（占2003年度上报探明地质储量的21%），成为胜利油田的重要的增储阵地之一。
截至到2003年底为止，胜利油田低渗透油田共上报探明储量5.87×810t，10t，占胜利油田上报探明储量的13.3%。
其中，已开发低渗透油田储量为4.11×8占胜利油田已开发储量的11.37%。
未开发低渗透油田储量为1.76×810t，占胜利油田未开发储量的30%。
胜利油区低渗藏具有埋藏深，储量丰度低，平面和纵向上非均质严重等不利因素，与国内其他油区的低渗透油藏相比，其开发效果相对较差。
合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。
目前，普遍的确定方法是，从水驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压力梯度、有效渗透率与探测半径、类比、三维数值模拟以及动态分析等8个方面与井网密度之间的关系。
2低渗透油藏井距井网对开发的影响2.1井距对开发低渗透油藏的影响众所周知，低渗透油层一般连续性差，渗流阻力大，必须缩小井距，加大井网密度，才能提高井网对油层的控制程度，使油井见到较好的注水效果。
不少低渗透油田采用以加密井网为主要内容的综合治理措施，改变了低产低效的被动局面，取得了良好的开发效果。
低效油藏的最新、最全定义(基于大量调研)
6502
2993 5620 4808 72174
实例2——中低渗油藏（大庆油田）
根据2001 年底对大庆油田71 个油田或区块的效益普查结果，全油 田共有15 个区块属于低效油田（单位操作成本在8 美元/桶以上），占 普查区块总数的21.1%。低效区块均属于外围油田，其共同特点是油藏 埋藏深、储量丰度低、单井产量低、油层渗透率低、原油物性差、地面 建设环境差，有些油田在开发初期就处于经济开发下限。这些油田在产 量稳产期过后，很快就转变为低效油田。
低效区块综合治理效果分析
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(下表所示), 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 × 104 t , 有效井 单井日增油1 .18 t
不了操作成本和上缴利税，这样的井才是低效井。
盈亏平衡原理 单井年总收入
S G C
S qo t I p
平均单井年税金
单井年操作费
G S Z z (1 a1 a2 ) / p qo ) t I k
C F qo t { po pl / (1 f w )} S f y / p
基于盈亏平衡
基于累积经济效益
2. 低效井的界定
投入产出比
投入产出比 = 年度销售收入 / 年度采油成本
年度销售收入 = 年产油 × 油价 采油成本=动力费用+作业劳务费+管杆泵费用+大修费+油水处理费 +工资及附加费
投入产出比小于1为低效生产井
聚合物微球调驱技术的实际应用及效果评价
聚合物微球调驱技术的实际应用及效果评价续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【期刊名称】《《石油化工应用》》【年(卷),期】2019(038)008【总页数】5页(P71-75)【关键词】聚合物微球; 调驱调剖; 增产增效【作者】续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【作者单位】陕西明德石油科技有限公司陕西西安 710016; 西安中孚凯宏石油科技有限责任公司陕西西安 710016; 中国石油长庆油田分公司第一采油厂陕西西安710016【正文语种】中文【中图分类】TE357.46随着安塞油田注水开发，由于受油藏地层的非均质性影响，同时受层间、平面、层内矛盾和天然裂缝、微裂缝、压裂造成的裂缝、局部高渗带的影响，再者受油藏类型、砂体展布方向、注采井网等因素影响，严重制约了油田的注水效果。
具体表现之一为注水井的注入水沿单向突进，导致水驱波及体积减小，突进方向油井见水后含水迅速上升、产油量大幅度下降，而侧向井地层压力保持水平较低，长期低产低效，严重影响油田整体开发水平。
为了解决上述问题，调剖调驱技术应运而生，并且通过多年的应用实践，能够有效的优化注水效果，提高油田的整体开发水平。
而聚合物微球调驱技术则是在以往的调剖调驱技术上近年来发展起来的一种新型深部调驱技术。
1 储层特征及水淹类型1.1 地质及储层特征安塞油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，构造由西向东逐渐抬升，砂体呈北东-南西向展布，斜坡上发育东西向、北东-南西向的小型鼻状构造。
开发含油层位主要有长2、长3、长4+5、长6，其中长6 和长2 为主力开采层，为典型的岩性-构造油藏，向东为岩性控制，向西为构造控制，岩心孔隙度在2.0 %～17.16 %，平均值约11.27 %；渗透率在0.1×10-3μm2～38.82×10-3μm2，平均值约1.01×10-3μm2，整体属于特低孔、特低渗储层。
低产低效井配套治理技术研究及应用
低产低效井配套治理技术研究及应用【摘要】本文主要围绕低产低效井配套治理技术展开研究，首先介绍了研究的背景、目的和意义。
在明确定义了低产低效井，探讨了相关的治理技术研究，并分享了一些应用案例和效果评价。
对未来的发展方向进行了展望。
在总结了低产低效井配套治理技术研究的启示和重要性，并提出了未来的研究方向。
通过本文的研究，可以更好地了解低产低效井治理技术，指导实践中的应用，提高油田的开采效率和经济效益。
展望未来，还有很多待发掘和改进的空间，以更好地应对低产低效井在油田开发过程中的挑战。
【关键词】低产低效井、治理技术、研究、应用案例、效果评价、发展方向、启示、重要性、未来方向。
1. 引言1.1 研究背景低产低效井是指产出低、井效低的油气井，这类井在油气勘探开发中占有一定比例。
随着油气资源的逐渐枯竭，开采难度加大，低产低效井的治理成为当前油田开发的重要工作之一。
低产低效井的存在影响了油气勘探开发的效率和经济效益，加大了勘探开发的成本和投入。
研究低产低效井的配套治理技术，提高井的产能和效率，具有重要的理论意义和实践价值。
低产低效井的治理涉及多个领域的技术，包括勘探、开发、生产等，需要多方共同合作，运用多种手段进行综合治理。
目前，国内外已经有一些关于低产低效井治理技术的研究成果，但仍存在许多问题有待解决。
对低产低效井配套治理技术进行研究和应用，可以提高油气勘探开发的效率和经济效益，为石油工业的可持续发展提供技术支撑和保障。
1.2 研究目的研究的目的是为了探讨低产低效井配套治理技术的研究现状和应用情况，深入分析该技术的实际效果及存在的问题，为低产低效井的治理提供更科学、有效的技术支持。
通过对现有低产低效井治理技术的总结和归纳，找出其中的关键技术和优势，为今后的研究工作提供参考和指导。
同时通过了解配套治理技术的应用案例和效果评价，进一步验证该技术的可行性和实用性。
综合分析研究的意义和社会价值，强调低产低效井配套治理技术的重要性，并展望未来该技术的发展方向，为我国油气田开发和生产提供更好的技术支持和发展空间。
提高油田低产低效井产能的技术措施探讨
提高油田低产低效井产能的技术措施探讨油田的低产低效井是指产量不高、开采效率低下的井。
为了提高这类井的产能，可以采取以下技术措施：1. 优化注水井的布置：通过合理布置注水井，使其与油井之间的距离适当，以提高水的注入效果。
注水井的数量和井网密度也需要调整，以达到更好的注水效果。
2. 改善油井的采油效果：对于低产低效井，可以通过改善其采油效果来提高产能。
一种常用的方法是利用水平井技术进行改造，将油井的水平段延长，增加接触油层的面积，提高采油效果。
3. 优化油层改造技术：通过油层改造技术，可以改变油层孔隙结构和渗透性，提高油层的驱油能力。
可以采用酸化、压裂等技术，改善油层的渗透性，提高产能。
4. 开展考古学研究：通过对油田开发历史的考古学研究，可以了解油田的生产规律和历史油井的发展情况。
这有助于找出油田开发的瓶颈和问题，提出相应的解决方案。
5. 提高采油技术水平：加强对采油技术的研究和应用，探索新的采油方法和技术，提高采油效率和产能。
可以研究和应用提高油井抽水机效率的技术，或者探索新的油藏开采方法，如水驱、二次开采等。
6. 强化油田管理：加强油田的管理和监控，及时发现和解决低产低效井的问题。
通过对井口的监测，可以及时发现井身沉积、堵塞等问题，采取相应措施解决。
加强对油田设备的维护和检修，确保生产设备的正常运行，提高井的产能。
提高油田低产低效井的产能需要综合应用多种技术手段，包括优化注水井布置、改善油井采油效果、优化油层改造技术、开展考古学研究、提高采油技术水平和强化油田管理。
通过这些技术措施的实施，可以有效提高低产低效井的产能，提高油田的整体开发效益。
安塞油田混合水压裂效果评价
安塞油田混合水压裂效果评价摘要：安塞油田主力建产区块位于陕西安塞、志丹和黄陵三县，是典型的“低压、低孔、低渗透”油田，主力油藏是三叠系延长组长6油层，平均孔隙度13.8%，平均渗透率 1.29×10-3μm2。
常规的储层压裂改造在近井地带形成单一的裂缝增产效果幅度有限，改造措施后有效期短，所以必须探索新型的储层压裂改造技术。
通过借鉴国内外低渗透油层开发的成功经验，在安塞油田重点建产区块开展了混合水压裂技术试验，取得了阶段性成果，为探索低渗透油层提高单井产能试验提供了新思路、新方法，为老油田的持续稳产提供技术支撑。
关键词：低渗透；混合水压裂；缝网系统；提高单井产能一、混合水压裂原理混合水压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的网络裂缝（图1），从而增加改造体积，提高单井初期产量和最终采收率。
混合水压裂的作用机理：通过高强度的水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，最终形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而将可以进行渗流的有效储层击碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高单井产能。
二、混合水压裂的技术特征1、混合水压裂改造的条件（1）天然微裂缝发育，且裂缝方位与最大主应力方位一致。
在此情况下, 压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直, 容易形成相互交错的网络裂缝。
（2）井网适应性。
依现有井网和水线方位，由于混合水压裂改造后裂缝延伸较远，为防止压裂后油井过早见水，位于水线侧向的边井宜使用混合水压裂，水线主向的角井暂不适宜混合水压裂。
（3）岩石硅质含量高，脆性系数高。
岩石在压裂过程中产生剪切破坏，有利于形成复杂的网状缝，从而大幅度提高了裂缝体积。
（4）储层敏感性不强，适合大型混合水压裂。
安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价
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第 10 卷 第 5 期
谢正温等 :安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价
19
的嵌入问题 ,从而使油井增产的倍数高 ,有效增产时 间长 ,尤其在像安塞油田这样低渗透 、密井网 、小井 距的加密井压裂上 ,必须控制裂缝半径 ,避免由于裂 缝过长 ,而导致含水上升过快甚至水淹的弊端 ,这是 小井距加密井压裂改造应遵循的基本原则 。在排量 达到一定程度后应尽可能地提高砂比 ,砂比最好在 35 %乃至 40 %以上效果更好 。
压裂参数
试油产量
投产 45 d 后的产量
排量
砂比
日产油
日产水
日产油
含水
(L/ min)
( %)
(t)
(m3)
(m3)
( %)
1500
29. 0
32. 13
0
2. 00
34. 9
1453
31. 3
37. 70
0
1670
31. 7
51. 00
28. 1
1561
35. 7
36. 60
0
1508
33. 1
36. 21
0
48. 11
0
54. 50
0
20.
26. 80
0
40. 30
0
31. 30
0
投产 45 d 后的产量
日产油
含水
(m3)
( %)
3. 50
5. 0
6. 12
2. 4
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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。
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
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，
（下转第６８页）
万方数据
・６８・
石油地质与工程
２００９年第６期
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。
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
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
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
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
万方数据
石油地质与工程
２００９年第６期
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
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
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）
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
６２０
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
・６３・
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。
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
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