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
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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
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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。
２．７．２复压复产并
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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
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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