靖安油田低产井治理技术研究

2023-01-31

一、油田地质概况

靖安油田油房庄区域构造上属陕北斜坡西部, 盐定斜坡的南延部分, 主要储油层为侏罗系延安组的延92、延93、延1011、延1012、延1021层和三叠系延长组长112层。总体上, 延9和延10分布范围广, 平面上连片性较差, 纵向上油层叠合性也差;长112层砂体叠合性相对较好, 形成具厚块状砂岩, 含油面积较大, 主要分布在定31区。

二、低产井成因分析及措施效果评价

1.低产井成因分析

(1) 开发时间长, 采出程度高。靖安油房庄油田除定82井区延101油藏外, 其余油藏均具有边底水。经过30多年的开发, 采出程度较高, 引起油藏边水内推, 底水上锥, 油井多表现为高液量 (15.39m3) , 高含水生产 (87.4%) , 单井产量较低 (1.90t) 。

(2) 油井周期性堵塞。三叠系长1油藏中, 储层本身孔喉细小, 物性差, 束缚水饱和度高, 泥质含量高 (平均含量达15.4%) , 注入水或各类作业过程中的水基滤液侵入储层, 致使泥质絮状体运移膨胀而形成周期性堵塞。

侏罗系油藏主要是各种生产作业引起的地层压力和温度的变化导致油层堵塞, 具体表现在两个方面, 一是在生产压差过大时, 使岩石孔隙中的微粒发生运移, 产生速敏损害, 堵塞流体的流动通道, 造成油井低产;另一方面是油层中流体自身产生无机和有机沉淀物造成堵塞, 导致油井低产。

(3) 油井初期改造程度小, 油层潜力未充分发挥。部分油井油层条件好, 但由于开发初期改造方式和改造强度的适应性认识尚未成熟, 导致部分油井初期改造程度小, 生产潜力未充分发挥, 投产后长期低产低效生产。

(4) 井况恶化, 油井产能损失严重。随着开发时间延长, 井筒状况日益恶化, 同时由于部分油井固井质量不好、套管质量差、地层水腐蚀等因素的影响, 套损井不断增加, 油井产能损失严重。

2.措施效果评价

(1) 三叠系长1油藏常规措施效果评价

2010-2013年三叠系长1油藏共实施常规措施26井次, 措施效果明显 (单井日增1.9t) 。常规酸化与暂堵酸化均能够保证油井液量大幅上升的同时, 含水保持稳定;重复压裂措施能够充分释放地层能量, 提高单井产能;对于套破, 产能损失严重的井实施套管堵漏措施, 油井液量稳定, 含水下降, 增油效果明显。

从散点图1可以看出, 当地层压力保持水平在100%-130%之间时, 酸化措施效果较好;随着压力保持水平的提高, 压裂效果总体上逐渐变好, 其中, 当在95%-105%之间时, 增油效果更为明显。

通过总结历年措施效果, 认为三叠系长1油藏酸化适宜于:①仅压裂裂缝堵塞, 基质未见堵塞或堵塞较轻的井, 生产动态表现为:经压裂改造高产, 有明显注水见效过程, 堵塞阶段产量突降。②堵塞较严重井, 裂缝和基质均堵塞, 而重复压裂改造又无效选择酸化改善裂缝和基质两方面的渗流能力。而压裂措施适用于重复措施而有效期短的井。

(2) 侏罗系油藏常规措施效果评价

2010-2013年侏罗系油藏共实施常规措施46井次, 措施效果明显 (单井日增1.3t) 。与常规酸化相比, 暂堵酸化能够保证油井液量大幅上升的同时, 含水保持稳定, 措施增油量也均大于1t;重复压裂措施液量上升, 含水也上升, 单井日增油量及累计增油量均较小;对于套管堵漏措施, 油井液量恢复至正常水平, 含水同时大幅下降, 单井日增油量及累计增油量均较大。

散点图2可以看出, 在相似的地层压力保持水平时 (压力保持水平在80%-90%之间) , 暂堵酸化措施效果明显好于常规酸化效果。

对比措施有效井所处的位置, 暂堵酸化多位于油藏边部, 而常规酸化多位于油藏中部。与油藏边部相比, 油藏中部的砂体较厚, 属于水动力作用强的区域, 岩石颗粒的磨圆程度, 分选性均较好, 储渗性能相对较好, 各小层能够相对的均衡供液, 实施常规酸化时, 仅是对高渗层内的堵塞物进行重复解堵, 既没有有效封堵高渗层内的出水通道, 也没有改善低渗层的渗流能力, 导致油井产能提升空间小。与此相对应的, 油藏边部岩层的的储渗性、非均质性均较油藏中部变差, 层内矛盾更为突出, 实施暂堵酸化, 可以在封堵产层内部高渗透、大孔道甚至是裂缝的同时, 还可以使层内的低渗透、小孔喉得到酸化处理, 使得低渗层和小孔喉里的剩余油得以动用, 从而释放这部分产能, 使得措施见效程度大。

总结历年侏罗系边底水油藏措施效果, 在坚持“三小一低”的措施参数优选原则下, 认为对于侏罗系油藏中堵塞严重、储层物性较差井, 用其他措施方法无效或措施效果较差的油井, 酸化导致含水大幅度上升的井适合采用压裂措施;因结垢原因所致的近井地带堵塞, 产量大幅度下降的油井适合采用酸化措施。