玉门油田改善二次采油配套技术应用现状及下步攻关方向

1、玉门油田改善二次采油 配套技术应用现状及下步攻关方向袁玉刚景士宏赵金辉左晓红(玉门油田分公司)摘要本文介绍了已经开发60多年的老油田玉门油田的开发现状。并在目前油田进人开 发后期阶段的条件下，通过剩余油分布研究、大修、侧钻、二次采油技术配套等技术手段。提 高油田的开发时效、延长油田开发寿命。在二次采油配套技术中，综合应用封堵调和压裂、有 机解堵、酸化、防砂等工艺技术，实现了老油田稳油控水和高效开发。一、油田开发概况玉门油田位于甘肃河西走廊西端的酒泉盆地西部，盆地内探明6个油田，自1939年发 现并投入开发，迄今已有63年，1954年开始注水开发。1958年年产油突破100104t。1959年到

2、达140104t，经历了四个开发阶段，目前已处于低产后期。至2002年9月底， 注水油田探明含油面积378krnz，石油地质储量9006104t，可采储量3247104t。地质储 量采出程度3133，采油速度034，可采储量采出程度8689，剩余可采储量采油速 度683。油区共有油水井1389口(油井982口、水井407口)，油井正常开井709口，平均日产油825t，年产油30 x104t。油田综合含水7402，水井开井260口，年注水201104m3，累积注采比135，综合递减率667，自然递减率1235。二、改善二次采油配套技术的应用现状由于玉门油田长期以来资金缺乏，油田老化严重，如何应用

3、有限的资金获取油田最大的 回报是解决玉门油田后期开发的关键，特别是在储量接替不上的情况下，对老油田的精细开 发显得尤其迫切。自“九五以来，油田广阔技术人员深入研究，开发和应用了一系列针对 油田注水开发后期的技术，具体研究和应用现状如下。(一)剩余油的分布规律研究剩余油分布规律研究和认识是后期开发中调整挖潜的重要理论依据。玉门油田于1995 年初对M油藏顶部区剩余油分布规律进行了二次加深研究，结果说明：M油藏剩余油分布 在平面上主要受裂缝和注采系统的控制，在南北向水线的两侧，以条带状分布，规律性很 强；剖面上剩余油的差异不大，相对较高层段在M3下和Ml上。同时运用测井资料确定剩余油的分布，以密闭

4、取心做为统计对象，对岩心做饱和度分析，进行有关校正后，建立了含油饱和度与测井参数的统计公式：191S，=1135643+00546Rz 626907Ro6+00926At(1) S。=19697000895At一1849104(atRo6一R。)23828676R4“Ro6At)(2) 运用该方法对老君庙油田逐井逐层计算含油饱和度，有效的指导了小层挖潜。该技术的 研究成果主要应用于老君庙M油藏的小层挖潜工作中。由于80年代以来M油藏采取一套 井网分段开发，M3的含油饱和度比M12高出6-7，经剩余油研究后证实剖面上储量存 在动用不均一的问题，故此在80年代中期开始对13进行强化开采，具体措施是

5、对M，进行 单采单注，经过十多年的强化开采，保持了油田开井数，并且使M3与M12之间含油饱和度 的差异明显缩小。2000年底，M3的含油饱和度为346左右，与MI相似，比M2仅高3左右。从1980-2000年含油饱和度变化情况看，M3含油饱和度降低了12，而MI仅降低了5左右，充分表达了强化开采的效果。 (二)运用自钻、侧钻、大修技术，完善老油田的根底井网 “九五以来运用自钻、侧钻、大修技术完善井网，挖掘剩余油，新增及恢复注采井点288个，采油近6X104t(表1)。表1新井、大修效果统计表新井 大修舍计 年份井数口 年产油t 总井次口 年产油t 总井次，口 年产油，t1996173692 2

6、8 2276 45 5968199723 9646 34 3308 57 129541998163806 376157 53 99631999214934 29 519550 101292000 153742 185096 33 88382001176136 335351 50 11487合计 10931956 179273832；859339(三)确定了点状面积和沿裂缝注水相结合的注水方式老君庙M油藏一直足老油田的主力开发油藏，属块状裂缝型砂岩油藏。油藏先后采用 了边外注水(1957-1961年)、内部环状切割注水(19621970年)、不规那么点状面积注水 (19711980年)、沿裂缝注

7、水等方式。“九五以来，根据M油藏的地质条件及地下油水动态变化，强化油藏地质综合研究， 开展数值模拟、剩余油分布、油气层保护、井网井距优化等研究工作。确定了M油藏注水 开发政策。M油藏目前的注水状况一是注人水向南北方向突进，注水井东西两侧油井产量较高 含水稳定，其单井产量远高于其它井产量的一倍多；二是注水井南北向间钻加密井投产即为 水淹的自喷井，主要是裂缝的作用；三是注入水以南北长、东西较窄的形体存在于油层，水 体以单个或几个成串的形式，以排状注水方式(井排方向即裂缝发育主方向，近南北向)作 用于油井。基于上述认识，确定M油藏注水开发政策是不规那么点状面积注水和沿裂缝注水相结合的注水方式，适当提

8、高处于裂缝线上水井的注水量，加强沿裂缝注水的强度；同时， 改注裂缝线末端的高含水油井，使水线不断前移，延伸裂缝长度，扩大沿裂缝注水的效果。192从而有效地解决了M油藏裂缝串通问题，增强了水驱油的效率，目前沿裂缝注水的六大高 产带继续保持着较好的驱油效果。(四)形成了一套适应老油田后期开发的采油工艺配套技术“九五以来，针对老油田的开发实际。完善开展了具有玉门油田特色的工艺配套技术：压裂酸化为主的油层改造技术；封堵调工艺为主的油田综合治理技术；打捞、修套、封窜为主的油水井大修技术；侧钻、加深、定向井为主的稳定根底井网技术；化学法和物理法为主的油层解堵技术；人工井壁为主的油水井防砂技术；热化学延迟放

9、热清蜡技术；负压射孔、声波处理为主的保护油层技术和油田动态监测技术。 二次采油技术的配套为老油田后期经济开发提供了有效的技术手段。由于采用了这些经济、实用的采油工艺配套技术，逐步消减了低效、无效作业井次，使措施结构日趋合理。井下作业工作量由1995年的3912井次减少到2001年的2023井次，油井措施工作量由1995年的1137井次减少到2001年的586井次，井均增油效果由485上升到73t，有效地 降低了原油操作本钱。三、老君庙油田改善二次采油配套技术应用实例(一)完善和维护井网玉门油田老化引起的重要问题之一是注采井点的损失，采取定向钻井技术、修井机钻井 技术和侧钻加深技术，对老油田根底

10、井网进行不规那么的井网加密与更新维护，取得了较好的 经济效益。1以定向钻井技术为手段。挖掘井网未控区剩余油潜力 “九五以来，实施定向钻井技术钻定向井30 121，累积产油887x 104t，定向井平均产量296td，平均单井投资157万元121，投资回收期23年，经济效益是普通直井的15 倍。例如在M油藏顶部区布署F216井，该井东西两侧均是早期串通水线，且无生产井点， 新井投产hb后，日产油5t，含水小于30，目前仍保持稳产；另外在西河坝区域布署 G177、1136、1137、C188、F168、F149等井，投产初期均自喷，G177自喷达1年以上，日 产油72t，含水在10左右。2老井侧钻

11、加深技术有效地维护了老油田根底井网 老油田套管损坏相当普遍，井点和井网损失严重，老君庙油田油水井套损率高达51。由于资金困难，无法大量钻更新井满足井网需求，利用侧钻加深技术增加、恢复油水井点25 IZl(油井22口、水井3口)，累积产油2073104t，累积注水76678104m3。侧钻井 平均费用仅为新钻井的三分之一，而增产效果与新钻井根本相当，经济效益突出。通过近几 年完善开展，该技术已日益成熟，已可在1397ram套管内进行侧钻，侧钻最深井1452m， 侧钻最长井段3689m。1933运用修井机自钻技术更新、加密和完善井网 老君庙由于地貌复杂，可钻井位较少。因此采用灵活机动、井场占地小的

12、修井机钻井，完善局部区域注采井冈。“九五以来，共钻井68口，平均单井产量到达23td，累积产油84104t，钻井本钱仅为钻井公司的一半(自钻井平均本钱794万元)，经济效益较好。通过三大技术的配套与完善，“九五以来，共累积产油249104t，与油田开发方案 相比，多产原油24104t，含水下降12个百分点。(-)依靠大修手段，确保生产井点和井网相对完善玉门油田后期开发的一大制约因素就是套管损坏，造成井点井层减少，注采对应程度降 低，局部地区(老君庙M油藏顶部区)井网根本破坏，注采失控。至2001年底，油区累积 套损井数已达667口，占总井数的478，其中老君庙和石油沟套损井占到总井数的50 以

13、上，石油沟油井套损率58，老君庙水井套损率更是高达626。尽管近年来套损有下降的趋势，但每年仍有20多12I新增套损井，而新钻更新、加密井每年12口左右，仍弥补不了套损井的数目。因此，大修技术是“医治每年新增套损井和以往带病生产井的主要手 段。1996-2001年油水井大修179口，其中水井占20，增产原油27383t，其中2001年油 水井大修33口，增产油量5351t，单井平均增产量162t。(三)优化注水，保持低渗透油藏老君庙油田M油藏注水开发水平老君庙油田M油藏属块状裂缝型砂岩油藏，天然裂缝发育和基质渗透率低加大了油藏 开发的难度。另外，油藏压裂频繁，在整个油藏范围内人工裂缝遍布，使得

14、注入水极易沿人 工裂缝窜流，形成了3条大水线(外排区东部的J237-G251井区、顶部区向外排区延伸的919-979南北水线和西部外排区的2lo_-212一N4131水线)。“九五4以来，针对低渗透裂缝油藏储层状况、裂缝发育和剩余油分布等特点，认真实施“稳油控水工程，完善和开展 了低渗透裂缝油藏采油工艺配套技术。1完善注采系统提高中低渗小层的开采效果根据M油藏数值模拟和剩余油研究结果，剩余油多呈“死油块呈南北条带状分布。 利用定向钻井、侧钻加深技术，完善和保持了M3层单采单注的注采系统，进一步挖掘了低 渗透岛小层的潜力。到2002年底，M3层单采水平继续保持优势，单采井数占M油藏的366，产量

15、占M油藏总产量的436，单采水平是MI一3合采水平的12倍。2优化注水不断扩大注水涉及体积采取以点状面积注水和裂缝注水相结合的一套井网分段开发的原那么。平面上控制高含 水、高压区的注水，加强低区、低含水区注水；剖面上控制高渗、高压层注水，加强低渗、 低压、低含水的注水。配套实施水力压裂、“封、堵、调工艺和增压注水工艺。改善了M 油藏平面层间矛盾，保持了老君庙M油藏注水开发水平。通过以上技术的配套，取得了以下成果：“九五以来，老井自然递减率始终控制在14015O之间，比“八五有所 下降；综合含水保持相对稳定，连续20年一直保持在56左右(图1)；油层能量的利用和保持较好。油层压力稳定在43MPa

16、；采出程度已达3553，水驱储量控制程度提高101，已达90，可采储量有所 增加，采收率(标定值为41)预计可提高3-6；194毛一震*牝札图1老君庙油田M油藏采油曲线注采井比例l：25，注采系统根本完善，注采比、存水率和地下亏空体积等指标反响出注采根本平衡；“九五以来通过优化注水和产液结构，减少无效注水量36104t减少产水量142X 104t，节约本钱601万元；“九五期间通过优化措施结构，压缩低效无效作业417井次，节约本钱1251万元。 (四)中高渗注水砂岩L油藏保持了较高的注水开发水平 老君庙L油藏已处在高含水、高采出程度的开发阶段。多年的稳油控水与综合治理，层间差异逐渐变小。针对油

17、藏高含水后期低产开发的现状，进一步精细油藏地质综合研究， 分析地下流体分布规律。对动用程度低的Ll3、k1和水淹层L。调整注采系统，同时，有 针对性的开展堵水、调剖、解堵、侧钻大修、调层补孔、改注、防砂等工艺技术的配套，并 且在高含水区采取周期注水，改变液流方向，实现了L油藏在高含水、高采出程度下产油 量的相对稳定，稳油控水效果显著。“九五以来，减少无效注水量1240m3d，减少无效排 液量310m3d，含水保持在867，有效地减缓了老油田产量递减幅度。至2002年9月底， 地质储量采出程度已达4285，可采储量采出程度已高达9243。(五)采油工艺配套技术在老油田后期经济开采中发挥了重要作用

18、“九五以来，完善开展了具有玉门油田特色的老油田工艺配套技术：压裂酸化为主的 油层改造技术；封、堵、调工艺为主的油田综合治理技术；打捞、修套、封窜为主的油水井 大修技术；侧钻、加深、定向井为主的稳定根底井网技术；化学法和物理法为主的油层解堵 技术；人工井壁为主的油水井防砂技术；热化学延迟放热清蜡技术；负压射孔、声波处理为 主的保护油层技术和油田动态监测技术。这些技术为老油田后期经济开采发挥了重要作用， 从1996-2001年累计科技增油167104t，井下作业总本钱由1995年的6101万元下降到2001年的4414万元，吨油作业费用由1548元下降到8934元，有效的降低了操作本钱，实现了油田

19、经济开采。1开展压裂技术。改善低渗透油藏开发效果在压裂技术方面，开展了重复压裂、高能气体压裂、分层压裂、正电胶压裂等多项工艺 技术试验研究，成为低渗透砂岩油藏增产挖潜的主体技术。形成了以阳离子正电胶为稠化-】95剂、AE一1910为破乳助排剂、Js一7为防膨剂的新型压裂液体系，使压裂液粘度、携砂性 能得到了大幅度提高，特别是砂比由原来的最高30提高到5055的新水平，满足了 不同工艺施工要求。推广应用高排量阶梯形加砂程序及最后阶段实现相对高的砂比；同时， 对压前井筒进行预处理，从而减轻了各种堵塞物对人工裂缝导流能力的影响。在压裂工艺上开展了尖端脱砂技术、改向压裂技术、大排量商砂比压裂技术、塑料

20、球选压技术等，满足了不同地层条件和不同堵塞情况下对压裂的工艺要求。在压裂配套技术方面，开展了酸化+氧化剂降解和强氧化剂降解等压后二次堵塞的处理技术、有机溶剂前置油层前处理技术、压裂+防砂压后防吐砂技术等技术系列。 上述技术在“九五期间(1996-2001年)实施825井次，共计增产原油89011t。2001年与1995年相比，压裂井次由257下降到91单井压裂增产水平由以前的72t井 次上升到目前167tJ=|：次的新高度，投入产出比l：43。尤其是正电胶压裂液体系自1999年正式推广以来，不仅提高了单井增产效果和延长了 措施有效期(表2)，而且还到达了防砂与降水的目的。表2玉门油田局部压裂井

21、效果比照表平均单井 平均含 平均单重复压 冲砂砂比总增油量 产出投年份 压裂有效期 水变化 井增油裂井次 井次 人比高351997199868 30 157 48 132 897635均22高601999200068 16 200 32 166 11288 5均3l比照 一14 10 43 1634 2312注：玉门老君庙油田19972000年共压裂535井次，本表统计4年期阃单井两次以上压裂且前后具有比照性的井68口。2综合应用封，堵、调技术实现稳油控水目标 “九五以来，在原有封、堵、调工艺技术的根底上，开展了以水泥堵水为主、化学堵水为辅的复合堵水技术；在水井调剖方面，开展了黄胞胶调剖技术、

22、区块整体调剖技术，为提高老油田开发效益做出了突出的奉献。1)油井堵水技术 挤水泥堵水技术仍是开展油井封堵水作业的主导技术，应用最广泛的是清水和氯化钙溶液水泥浆。“九五以来，该技术在玉门油田每年平均应用10井次左右，根本满足了油田堵 水的需要。2)水并调剖技术(1)聚丙烯酰胺冻胶调剖剂 玉门油田白80年代起开始了该项技术的试验和研究，先后形成了5种配方的系列调剖剂，适用于深度堵裂缝的需要，效果较好，现场应用有效率到达100，平均有效期到达6-9月，最长达10-13月。 (2)区块整体调剖技术1961996年开始，玉门油田针对M油藏裂缝性储层注入水沿大裂缝窜通严重、平面和剖面 上水体分布不均匀等问

23、题，开发出颗粒型与凝胶型相结合的聚丙烯酰胺凝胶一膨润土体系区 块调剖技术。区块凋剖的核心技术是采用渗透率决策、注水动态决策、Pl决策、吸水剖面 决策等单因素决策技术和综合决策技术对治理目标区块进行调剖优化，通过优化决策软件对 区块调剖方案进行优化设计。该技术是目前玉门油田进行稳油控水的主导技术，其应用规模 是每年1-2个包含67口注水井和20-30口采油井的井组。“九五期间，共开展了7个 井组、7条水线的综合治理，共计调剖35口水井，增产原油11602t，投人产出比达1：397。 更加重要的是通过对上述区块的治理，进一步稳定了老油田的原油产量，控制了含水上升， 使玉门老区综合含水保持在60-7

24、0的稳定水平。3防砂技术“九五期间，玉门油田开展和应用的主体防砂技术主要是人工压裂井壁和化学防砂， 其中化学防砂主要采用了PAFl化学防砂剂，氟硼酸防砂剂的研究和开发也为细粉砂防砂 找到了合理的解决途径。1999年以后，又根据油田生产和对防砂技术经济性的要求，开展 了MACS、CMAS等防砂技术，进一步解决了油田防砂问题。1)氟硼酸防砂技术该项工艺技术自1996年在老君庙油田进行先导试验取得较好的效果后，19971999年 开始大规模推广使用。由于该项技术一次施工既能解除地层无机堵塞、疏通油流通道，又起 到固砂、防砂作用，因而减少了作业量，并大幅提高油井产量。2000年后，又在此根底上 开展了复合解堵工艺技术，对存在有机、无机等复杂堵塞而减产、停产的油井进行彻底解 堵，恢复油井生产。该技术推广应用36井次，有效成功率到达75，比常规防砂技术的成 功率提高了10个百分点，累积增产原油134104t。2)CMAS人工岩层防砂技术 CMAS防砂材料是由多种无机材料配多种添加剂，在