安塞油田提高单井产能及老油田稳产技术研究.doc

安塞油田提高单井产能及老油田稳产技术研究安塞油田提高单井产能及老油田稳产技术研究 刘锦玉 张 昊 毕 凯 滕锦利 （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11001580m，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范围，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，并结合安塞油田实际，确定出合理的流压范围。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范围。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。在直线段范围内，采油指数稳定不变,流动符合达西公式。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4-1427.80.350.840.810.033.33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36-2681.20.870.420.370.0513.11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、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、层内暂堵三个阶段。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的范围内，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范围内，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。兰州砂在25MPa的闭合压力及5kg/m2铺砂浓度下，0.45-0.9mm兰州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 0.45-0.9mm兰州石英砂线性导流力试验结果表闭合压力(MPa)导流能力(m2.cm)渗透率(m2)10111.51266.021578.11190.722053.17132.232535.3789.503022.1356.45渗流流态：线性流 测试介质：蒸馏水 铺砂浓度：5kg/cm2 介质温度：25安塞油田长6油层压裂造缝长在100-120m（单缝）以内及支撑剂铺砂浓度选择在5-8kg/m2时压裂增产幅度才能达到最佳。对不同油层厚度下的压裂规模进行优化模拟，不同油层厚度和支撑缝长与加砂规模关系如下图所示。可以看出，油层厚度的增加，支撑缝长的增加，所需要的压裂加砂量增加。 图1-5 油层砂体厚度与加砂量关系 区块杏河坪桥侯市油层厚(m)1510-151510-151510-1510加砂强度(m3/m)2.02.0-2.83.33.01.0-1.51.5-1.81.8-2.0表2-5各区块加砂强度选择对比表暂堵级数优化：暂堵压裂时蜡球投入主要采取了一级加入方式，近年来针对裂缝侧向油井，含油小层多、泥岩夹层薄，不易进行分层改造的油井，尝试二级暂堵压裂。通过对杏河和坪桥等5口二级暂堵井分析，措施后效果比较明显。 表1-6 二级暂堵油井效果统计表 从坪29-28压裂施工曲线可以看出，初次加入暂堵剂后施工压力上升，且高于油层破裂压力，达到微裂缝开启目的，二次加入暂堵剂后，施工压力再次上升，达到了分级暂堵目的。从措施后生产动态来看，日增油水平达到2.5吨以上，效果明显。表1-7 分区块暂堵剂用量选择表区块暂堵强度（Kg/m）杏河油层厚：10m 强度：20-30油层厚：40王窑30-40侯市40-50坪桥20-30缝内转向剂加入时机：对位于主向井，为避免和减少注入水沿主裂缝水窜的机率，压裂主缝长应适当控制，以增加新缝长度为主要目标，缝内转向剂在加砂量达到1/2时加入，对于侧向井，压裂主缝长可适当增加，为避免支裂缝过长而太靠近水线，引起压后高含水，缝内转向剂在加砂量达到2/3时加入。对于采出程度高、高含水井，采用直接先堵后压的缝内转向剂加入工艺进行重复压裂改造。（2）现场应用效果分析评价2006年重复压裂增产措施紧密结合油藏动态和区域物性的变化，适时进行施工参数优化和技术配套完善，及时调整措施规模和措施方向，在选井条件变化的情况下，单井增油连续保持稳定，同时中高含水油井压裂技术实现了突破，坪桥区块增油效果好于往年，酸性清洁压裂试验取得成功。全年共实施重复压裂72口,有效70口，措施有效率97.2%，有效井平均单井日增油1.35吨，累积增油18215吨。表1-8 2006年重复压裂措施效果表中高含水油井压裂技术应用取得突破早期的重复压裂选井主要集中在含水30%以下的油井，随油田注水开发的延长，油井见水，含水不断上升。油井见水以后，相渗透率发生变化，产液指数和产油指数下降，原水力裂缝也存在失效和地层堵塞，这必将面临着中高含水井的复压改造问题。中高含水井重复改造的主要难点：注水见效程度高，油水分布发生较大变化，可能多方向见水，由于水驱方向的不确定性，实施暂堵压裂改变油水渗流，有可能导致含水大幅上升，措施无效。通过对中高含水油井见水特征分析，在重复压裂时为达到造短缝和沟通微裂缝， 同时避免沟通水线，主要采用以下压裂参数：排量为中高排量1.8-2.0m3/min，加砂强度为初产压裂的1.5倍左右，暂堵时机提前到总砂量的1/3左右，加大暂度后砂量，以控制老裂缝延伸。2006年选取10口含水保持在50%左右的低产油井进行重复压裂试验，初期含水由52.8%下降至目前的39.1%,日产油水平由0.76t/d上升至3.17t/d,目前含水仍较措施前低16.5个百分点,日产油上升1.56t/d。表1-9 中高含水重复压裂井统计表序号井号措施前措施后目 前日产液(m3)日产油(t/d)含水(%)日产液(m3)日产油(t/d)含水(%)日产液(m3)日产油(t)含水(%)1杏12-161.90.8148.26.584.0925.95.762.3651.22杏11-0122.871.2448.46.963.5838.85.211.8258.53W11-2511.840.7749.14.463.0917.53.942.7417.24杏11-0112.451.0449.48.634.7734.26.853.39415杏5-0131.470.6151.26.81.9765.52.150.7657.76杏12-141.190.4752.78.73.7149.25.963.4630.87坪31-181.240.4952.83.861.4854.32.660.9955.98杏1-72.130.84534.813.5711.75.344.235.89杏20-172.881.0755.67.983.5247.62.952.3710候20-1320.880.358.93.211.9428.12.061.1732.3平均1.89 0.76 52.16.20 3.17 39.14.29 2.32 35.6坪桥区块油井重复压裂取得较好效果坪桥区油层物性较差，历年重复压裂有效率低，单井日增油量偏低。2002年-2004年共计实施重复压裂27口（2005年未实施），平均单井日增油量在0.8t左右。2006年在选井范围逐步变窄，可实施井不断减少的情况下，继续在坪桥区块开展重复压裂试验，根据坪桥微裂缝发育的特点，对侧向油井压裂时，适当增大加砂规模，加砂强度保持在2.0m3/m左右，加大暂堵剂用量，提高缝内工作压力至4MPa以上，以达到形成裂缝网络，扩大泄油面积。从坪桥区实施的17口井生产动态来看，措施后单井增油达1.58t/d,进一步拓宽了重复压裂实施区域。表1-10坪桥区2004年、2006年重复压裂工艺对比表年份井数改造工艺参数措施前措施后平均破压MPa油层厚度m加砂量m3砂比加砂强度m3/m排量m3/min日产液m3日产油t含水 %日产液m3日产油t含水 %20041025.818.931.634.21.671.71.541.27.32.721.8422.220061723.618.235.638.21.961.81.220.8814.13.832.4623.4表1-11 坪桥区分年重复压裂效果对比表时间实施井数(口)有效井(口)措施前措施后有效井日增油(t) 日产液(m3/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(m3/d)日产油(t/d)含水(%)200213121.451.119.54.122.620.71.542003411.681.337.14.222.3433.81.3220041081.541.27.32.721.8422.20.85200617161.220.8814.13.832.4623.41.66酸性清洁压裂液应用取得成功交联水酸性清洁压裂液体系是一种由特殊粘弹性表面活性剂组成的压裂液体系。其基本组成为表面活性剂、复合酸、控制剂和稳定剂。具有四大特点:A、无固相成分，对储层伤害小表1-12 交联水酸性清洁压裂液对储层伤害评价表层位岩心长度（cm）孔隙度（%）渗透率（md）伤害率（%）试验块数长23.3814.022.5-3.82长63.2711.20.488.43B、携砂性能好随着砂比的提高，交联瓜胶的悬砂时间略有降低，而交联水酸性清洁压裂液的悬砂时间呈线性增大，交联水酸性清洁压裂液的悬砂时间是交联瓜胶的412倍。表1-13 不同砂比下两种体系的悬砂时间表砂 比1020%30%40普通瓜胶交联液（min）7876交联水酸性压裂液（min）29353478C、能更好改善裂缝及油层渗透率 清洁酸性压裂液与地层接触后，可溶蚀裂缝表面的碳酸盐类垢，并且破胶后可少量滤失储层，与储层内粘土矿物发生反应，以此提高滤失带的渗透率，而不会像胍胶在滤失带形成堵塞。表1-15 不同压裂液体系渗透率恢复表支撑剂（目）压裂液类型支撑缝渗透率(md)渗透率恢复率（%）20/40交联水酸性清洁压裂液5209320/40硼交联胍胶2504516/20交联水酸性清洁压裂液7709216/20硼交联胍胶3303916/20胍胶基液44052D、易于返排交联水酸性清洁压裂液主要依靠原油破胶，当原油含量超过2以后，在30min内粘度快速降到5mPa.s以内。破胶液表面张力和界面张力分别为29.49mN/m和0.34mN/m，同时复合酸反应产生CO2气体具有较强的助排作用，实现快速返排。表1-16 不同原油比例破胶情况表序 号原油加入比例破胶时间描述11.02.5小时30min后已无携砂性能。20.5%4.0小时1小时后仍然有稠度，但明显不能携砂。30.1%24小时8小时后，不具有携砂性。2006年试验4口井，从区域已实施过的暂堵压裂井来看，效果较差，应用酸性压裂液后平均日产液从1.24m3上升至6.49m3，日产油从0.82t上升至2.00t，措施效果较好。 2）酸化解堵酸化做为油田稳产的重要手段，安塞油田从2000年开始进行工艺的引进与消化，通过近几年的不断摸索与工艺攻关，已经成功应用了三种酸液体系的酸化技术：微乳化胶束液酸化工艺、CLO2酸化工艺和多元复合酸化工艺。安塞油田2001-2005年长6、长2层共实施205口井，有效179口，有效率87.3%，累计增油共30207t，平均单井有效期内日增油1.16t。安塞油田经过多年的探索实践，酸化解堵技术在老油田挖潜方面取得了较好的增产效果，但目前仍存在的主要问题是油井堵塞机理不清楚和酸化解堵工艺适应性还需进一步研究等。（1）酸化解堵技术适应性分析酸液配方筛选与优化：主体酸浓度确定，用长6油藏实际岩芯，对盐酸、土酸、甲酸、乙酸对长6油层的酸敏性进行评价试验。由实验可以看出，安塞油田三叠系长6油藏对于有些无机酸（如H3PO4）和有机酸（如甲酸）具有强酸敏，而对于有些有机酸（如乙酸）无酸敏。表1-17 酸敏实验数据表酸液类型渗透率10-3m2酸敏程度注酸前注酸后15%HCL0.660.58弱酸敏15%HCL+3%HF0.060.059无酸敏15%H3PO40.0110.0011强酸敏20%乙酸0.290.29无酸敏15%甲酸0.0440.0065强酸敏通过对不同浓度下的酸液溶蚀率和溶蚀速率的试验数据可以得出：防酸敏最主要的手段就是在酸化作业中通过加入不与砂岩、粘土反应的各种有机酸来控制PH值的升高，防止Fe(OH)3和 Fe(OH)2沉淀形成二次污染。因此要保证酸化解堵的成功，作业过程中必须保持低的PH值。添加剂筛选：针对不同的储层特性和堵塞机理，在酸化解堵液加入各种酸化添加剂，目前常见的添加剂有缓蚀剂、活性剂、铁离子稳定剂、助排剂、粘土稳定剂等。铁离子稳定剂用于防止由于酸化用的盐酸中含有的少量铁离子和由于地层中酸敏矿物中的铁离子形成的氢氧化铁沉淀堵塞地层。常用的铁离子稳定剂为醋酸、柠檬酸、乙二胺四乙酸钠等，用量为酸液总量的1%2%。粘土稳定剂是防止粘土膨胀的化学剂，当地层粘土含量较高时加入黏土稳定剂，可防止粘土膨胀剥落、运移。常用的防膨剂有KCl、NH4Cl等，用量根据地层粘土含量而定。缓蚀剂用于减轻酸液对金属设备的腐蚀。目前安塞油田酸化常用的有ZF-CIA、SDAD-101等，用量为酸液总用量的1%3%。活性剂能降低液面表面力，它能使酸液深入地层内部，增大酸化半径，降低反应速度，有利于残酸的排除。常用的活性剂为石油磺酸盐类活性剂、三胺类表面活性剂等，用量为酸液总量的1%。助排剂可以大大的降低残酸液体的表面张力和界面张力，加速残酸排出地层，减少由于酸化产生的过剩Ca2+再次沉淀结垢，堵塞地层等，用量为酸液总量的0.3%1%。酸液性能评价：针对不同的储层特征和堵塞类型，在室内研究的基础上，通过配方优化，研制出了微乳化胶束酸、多元复合酸、ClO2等3种酸液体系，对其性能进行了评价。通常实验观察，胶束酸和多元复合酸体系酸液与安塞油田内地层原油配伍性较好。表1-18 酸液与原油的配伍实验井号酸液恒重目测法显微镜法结论胶束酸微乳化胶束酸无沉淀无坚固界面配伍ZQL强力胶洗液无沉淀完全互溶配伍ZF复合处理液无沉淀无坚固界面配伍多元复合酸复合处理液无沉淀无坚固界面配伍低伤害处理液无沉淀无坚固界面配伍通过室内称重法测试，胶束酸的溶蚀速度较小，适用深部缓速酸化；多元复合酸对岩石的溶蚀性较强，用于解除近井地带堵塞。表1-19 酸液溶蚀率和溶蚀速率数据表时间（h） 2610胶束酸 溶蚀率%0.816.142.65溶蚀速率0.42.690.26多元复合液 溶蚀率%24.9824.4325.41溶蚀速率12.494.072.54根据酸液及添加剂配方的不同，目前在用的酸化体系主要有微乳化胶束酸、多元复合酸及二氧化氯酸化三种类型。胶束酸液是一种超低界面张力、热力学稳定、各向同性、具有很强增溶特性的微乳化液均匀分散体系；多元复合酸主要是由有机酸和无机酸、强酸和弱酸、多元酸和一元酸与适量的多功能酸化添加剂所组成；二氧化氯酸化解堵的原理主要是利用CLO2的强氧化性解除钻井、压裂后未完全破胶而残留在地层中的植物胶残渣、硫化亚铁等硫化物、原油中的蜡、胶质和沥青质、铁细菌和硫酸盐还原菌的代谢产物等的堵塞。2）现场应用效果评价在往年应用效果评价的基础上，2006年主要推广应用效果较好的微乳化胶束酸、多元复合酸酸化技术，同时对酸化工艺技术进一步完善，一是对15口油井采用负压返排装置加快返应后的残液排液速度，降低地层的二次伤害；二是应用了物理与化学作用联作的振动酸化技术，从实施情况来看，效果较好。全年共实施酸化解堵49口，措施有效率87.8，有效井平均单井日增油0.84t，累计增油6429t。表1-30 酸化解堵工艺效果统计表酸液体系层位总井数（口）有效井（口）有效率（%）日增油（t/d）累增油（t）胶束酸长6661000.66137.43长2111000.6793.5复合酸长6221986.40.83136.61长2331000.5578.2振动酸化长6109900.8135.81长265831.28218.9合计/平均494387.80.8464293）环保酶单井吞吐增产试验为探索高含水（含水60%）油井的低成本选择性增产技术，2003年开始进行了环保酶单井吞吐试验。技术原理：环保酶是一种以蛋白质为基质的非活性催化剂（酶）与助剂组成的特殊油井解堵剂，增产原理如下：在3575地层温度条件下，酶可以加快环保酶解堵剂中助剂与原油中的蜡质、胶质、沥青质的分散降解速度，降解分散蜡质、胶质、沥青质，降低原油粘度，释放所有固体粒子表面的碳氢化合物，解除油井有机质堵塞。同时产生CO2、CO、N2等气体，增加地层能量。环保酶解堵剂在储层中的反应产生一定量的表面活性剂，可降低油水界面张力，改变油藏岩石润湿性，解除低渗储层的水锁。环保酶解堵剂在地层中反应产生一定量的有机酸，能溶解部分粘土矿物和碳酸盐，解除油井的复合堵塞。以上三种反应的综合效果使油井达到增产的目的。现场试验情况分析：2003-2004年现场实施3口井，皆为王窑区块见注入水油井，其生产动态特征表现为见水后，含水大幅度上升，产液、产油指数下降，分析认为近井地带同时存在有机与无机的复合堵塞和低渗储层的“水锁”堵塞，因此，选择了针对性较强的环保酶单井吞吐试验，并取得了较好的增产效果，累计增油1187吨，单井增油396吨，目前2口井继续有效。表1-31 环保酶试验效果统计表井号措施日期措施前生产动态措施后平均生产动态目前生产动态累计增油（吨）日产液（m3）日产油（t）含水（%）日产液（m3）日产油（t）含水（%）日产液（m3）日产油（t）含水（%）王24-1903.10.70.40 0.0587.54.440.6383.0 2005年打更新井119王17-1104.11.22.40 0.7761.14.531.8451.0 4.361.9148.0 590王15-1704.11.72.030.6164.24.291.5456.33.601.1063.9478平均1.610.4864.54.421.3463.93.981.5154.811872006年继续在王窑区块动态反映为地层能量充足，油井见效见水特征明显的王18-1、王19-91、王21-03进行现场试验，平均单井日产油从措施前0.72t上升到目前2.01t，累积增油464t，效果较好。 表1-32 环保酶试验效果统计表井号措施日期措施前生产动态措施后平均生产动态目前生产动态累积增油（吨）日产液（m3）日产油（t）含水（%）日产液（m3）日产油（t）含水（%）日产液（m3）日产油（t）含水（%）王18-19.292.650.8760.93.492.3220.93.001.7032.5106.08王19-919.304.220.9573.36.792.6653.35.111.7858.5143.34王21-039.283.160.3387.54.832.5936.24.492.5632.1214.74平均3.340.7274.55.042.5240.44.202.0142.9464.164、低产低效井治理2006年通过开展注水调整、复产、优化抽汲参数等多项措施进行低产低效井治理，共治理低产低效井331口，目前已取得一定效果，累计增油8990t。1）分区域开展注水调整共完成注水调整149井次，主要分布在王窑、坪桥、王南、候市等区块，单井日注由调整前的28方下降到调整后的21方，涉及低产低效井303口，见效油井108口，含水得到有效控制，由调整前的80.8%下降到目前的73.0%，见效井平均单井产能由调整前的0.49t上升到目前的0.74t，累计增油4139t。表1-33采油一厂2006年低产低效井注水调整效果表例:塞158南部低产低效区区块油层薄，渗透率小，物性相对较差，单井产能较低。对16口注水井实施整体强化注水，平均单井日注水30 m3。16个井组开井52口，产能由1.0t上升到目前的1.06t，含水稳定在50%左右。 图1-6 塞158西南区块开采曲线2）补孔复产依据小层划分成果及层位复查，王窑西南塞160区东北部长612小层较发育，未得到充分动用，通过实施补孔压裂后，取得较好的效果。实施5口井，措施前均为长611-2层水淹，有效4口井，措施后平均单井日增油2.13t，累计增油1951t。表1-34 2006年查层补孔效果统计表3）长关井复产共完成20口井的复产工作（直接复产13口，大修复产7口），目前平均单井日产油1.23t，累计增油3140t。表1-35 2006年油井复产效果统计表4）通过系统试井确定合理的抽汲参数依据塞431的系统试井成果，2006年在塞431井区选取了3口井（坪56-10、坪55-8、坪59-11）进行抽汲参数的优化，效果较好，调参后平均单井日增油0.22t，累计增油407t。 图1-6 塞158西南区块开采曲线（二）、安塞油田稳产技术油田稳产是油田发展的保障，油田后期稳产在很大程度上是取决于对油田动态的认识和油田技术维护，剩余油研究是对油田动态深入认识的主要技术手段，也是油田开发方案调整和提高采收率的物质基础，剩余油有效动用、提高水驱效率是和油田后期维护技术成为安塞油田油田后期稳产主要技术保障。1、剩余油动用技术安塞油田剩余油分布研究及动用技术实现了油藏工程、数值模拟、动态监测、采油工程技术上的集成，成具有安塞特色的剩余油研究及动用技术。研究结果表明安塞油田剩余油分布具有平面上呈点状分布，具有不连续性，且多分布在高采出程度区；平面分布连续，剩余油饱和度高，多呈条带状，分布在裂缝侧向，水驱储量动用程度低；剖面上表现出部小层动用程度低，存在剩余油的三大特点。根据剩余油研究结果，采用改变液流方向、隔采、化学调剖、加密调整、侧钻等技术手段从平面和剖面上动用剩余油，提高了油田最终采收率。1）、平面剩余油动用技术（1）侧钻、加密技术平面上分布连续，饱和度高，呈条带状分布在裂缝侧向的剩余油，采用侧钻方式动用。安塞油田自2003年开始实施水淹侧钻，截止目前共实施水淹油井侧钻56口，初期单井产能4.56t，含水22.7，累计产油75903t，取得了明显的效果。 2006年在王窑西南裂缝线侧向剩余油富集区实施加密调整，实施12口加密井，投产初期日产液7.26m3，日产油3.56t，含水41.6%，目前日产液7.16m3，日产油4.05t，含水32.7%，累产油5586t。王窑西南加密井剩余油分布图图2-1 采油一厂历年侧钻统计图 图2-2王窑西南加密井剩余油分布图图2-3 改变液流方向示意图（2）改变液流方向对于平面上呈团状分布，富集程度相对较低，不适宜侧钻、加密方式动用的剩余油，采用改变液流方向的方式，通过转注水淹油井，改变地下渗流场后，充分动用剩余油。2002年转注王13-15开始改变液流方向试验， 2003年又相继转注7口，截至目前对应的34口油井中有12口见效，见效前日产液3.00m3/d，日产油1.42t/d，含水43.8%，见效后日产液4.25m3/d，日产油2.05t/d，含水42.6%，产油量上升，含水平稳。这8口井转注改变液流方向已经初见成效，预计增加水驱储量140万吨，为安塞油田高含水区提高采收率提供了技术思路。 2）剖面剩余油动用技术纵向上水驱动用程度不均，剖面上剩余油富集，采用调剖堵水、水淹油井隔采等方式动用。（1）调剖堵水 图2-4王38-025井组开采现状图图2-5 王38-025井组注采曲线注水井王38025井位于塞160区，井区裂缝发育，主侧向油井动态差异明显，主向油井见效快，见效后很快见水；侧向油井见效慢，见效程度低。2005年通过对王38-025实施调剖堵水措施后，吸水剖面上移，水驱动用程度从46.7上升到50.4。井组产能上升，日产油由3.66t上升到4.24t。 （2）水淹油井隔采根据RMT测试结果，对剖面上剩余油富集，具备隔采条件的油井实施隔采措施，降低含水，恢复油井生产能力，动用剩余油。对高含水油井实施剩余油饱和度测试，通过测试后，掌握油层产油产水位置，进行隔采，效果较好。图2-6 王19-25井组注采曲线例如：王20-01通过剩余油饱和度测试发现长2层为A层（产水率大于90%）、W层（水层）；长611-3层为A层；长611-1 和长611-2层上段（1196.6-1201.8m）也为A层，长611-2层下段（1208.6-1214.5m）为潜力油层。所以封长2层堵长611-3层，采长611-2层。根据剩余油饱和度的测试结果，对高含水层进行封堵，见下表： 表2-1 RMT应用成果表井号隔采前动态隔采后动态目前动态增油日产液日产油含水动液面日产液日产油含水动液面日产液日产油含水动液面王23-47.421.2480.211164.641.5759.611977.160.8086.8/12王19-251.900.7553.610881.940.8448.310861.760.5067.4852102王20-016.441.5970.9/8.353.1255.6/3.540.1794.2/78平均5.251.1973.011024.981.8456.011423.831.359.61146136（3）长2油藏封堵底水增产试验张渠长2底水油藏受压裂改造参数、地层能量、生产压差等因素的影响，造成油井底水锥进，导致含水上升。2006年试验应用了适应压窜底水突升的RHPHMP复合堵剂，采用挤注堵剂封堵底水水锥部位，限制水锥突进，降低油井含水率，共实施2口，东72-18、东74-21，其中74-21降水增油效果明显。图2-7 东72-18、东74-21油藏剖面图表2-2 堵底水试验效果统计表井号措施日期措施前生产动态措施后平均生产动态目前生产动态目前日增油(吨)日产液(m3)日产油(t) 含水(%)日产液(m3)日产油(t) 含水(%)日产液(m3)日产油(t) 含水(%)东74-2106.10.917.031.9586.416.873.0678.418.453.6476.51.69东72-1806.09.3017.893.2777.612.333.4766.510.903.3863.10.11（5）注水井调剖堵水注水开发油田，由于地层原生或后生的非均质、流体流动度差异，以及其它原因（如失败的作业、生产措施错误），造成地层水水锥、水窜、水指进、以及注入水突进等，使一些油井过早见水或水淹，水驱油效率低下。为了消除或减少注入水指进、水淹造成的危害，实施注水井调剖堵水措施封堵或限制其高渗透层吸水量，使其吸水剖面改善，提高注入水的波及系数，从而改善水驱效果在裂缝性油藏应用已有大量实例。安塞油田2005年在王南区王38-025井实施堵水调剖，效果较好。因此，2006年注水井调剖选择王南塞160区块裂缝发育，主向油井暴性水淹，见水特征明显区域开展现场试验。2006年选择塞160区块中部的王30-017等5口井进行堵水调剖试验。 表2-3 2006年实施的5口注水井注水状况及对应井组生产状况表井组号油井总井数（口）油压(Mpa)套压(MPa)日注水(m3)累注水（*104m3）单井产油能力（t/d）含水（）动液面（m）井组累产油（*104t) 备注王30-01788.2830575312.9552.39071.4976王30-01987.47.318511972.2965.38001.4624地关控水王32-01986.86.720542212.5677.57150.9432地关控水王32-02185.85.720506224.2365.36581.5576地关控水王34-02387.77.630603722.52549341.4067平均87.27.123.6547892.9162.98031.3735现场试