安塞油田稳产技术研究-1.doc

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安塞油田稳产技术及“三分”法
精细注采管理经验-2
衡,当这种平衡遭到破坏,油井含水将随之上升。
底水锥进原因:a、生产压差过大导致油水界面抬升,油水隔层厚度小,底水锥近,油井高含水,锥进型底水;b、措施改造不当,射孔段沟通底水,油井暴性水淹,沟通型底水。
措施原理:利用RH-3堵剂选择性堵水的特性,经油层射孔段注入到高渗透出水层,进入地层后交联,在底水水锥处形成化学软隔板(人工夹层),达到抑制底水产出,降低油井含水,增加油井产量的目的。

图2-5-11 化学堵底水措施原理示意图
实施效果:例如塞152区的贺11-10井,张渠二区的东36-36井通过化学堵底水后,含水大幅度下降,日产油量恢复,取得了较好的效果。
图2-5-12 贺11-10~贺13-10油藏剖面图图2-5-13 贺11-10注采反应曲线

图2-5-14 东36-26~东36-24油藏剖面图图2-5-15 东36-26井注采反应曲线
④、裂缝深部调剖技术
目的:对存在大孔道或裂缝发育油层,实施注水井深部调剖,扩大注水波及体积,提高驱油效率。
方式:由单井点调剖向区域整体调剖进展;由近井浅调向油藏深部调驱进展;由无机堵剂向有机复合堵剂进展。
动态反映:由于储层的各向异性,导致注入水在平面上推进速度不一致,注水开发后,注入水沿砂体主向方向单向突进,注入水优势方向上油井迅速高压见水,继而水淹,而非优势方向油井长期见不到注水效果,开发效果变差。
措施原理:应用封堵强度高、填充大孔道后具有较好的粘弹性,并有抗温、抗盐等特性的堵剂,降低注入水在在高渗透条带上的渗流能力,提高注入水向其它方向的波及能力,增大注入水驱替体积,增大地层存水率,提高水驱略势方向油井见效程度,提高整体开发效果。
2005年开始进行试验,经过了由单井点调剖到区域整体调剖、由中后期调剖发展到开发初期调剖的过程,先后在塞160、侯市西南部、吴堡等区块实施裂缝深部调剖20口井,缓解了平面矛盾,,累计降水15836m3。
图2-5-16 吴堡区连片化学堵水前后含水分级图
4、提高单井产能技术系列
安塞油田油层孔喉半径小,易堵塞,对油井实施增产措施是确保老油田高效开发的必要措施,经过长期的试验研究和开发应用,安塞油田形成了以重复压裂、油层解堵为主的油水井增产技术体系。
(1)、重复压裂技术
安塞油田为特低渗透油藏,油层物性差,油井无自然产能,必须经过压裂(初次压裂)才能获得工业油流。
重复压裂原因:
支撑剂破碎,裂缝导流能力下降;投产时改造程度低,注水开发后见效缓慢,影响油井产能;随生产时间延长,部分油井出现堵塞现象,油井产能下降。
为了提高油井生产能力,增加油田开发经济效益,需要对同井(同层)实施再次压裂——重复压裂。
重复压裂增产机理:提高导流能力,扩大泄油面积。
通加重复压裂一方面使原有裂缝得到恢复,同时因提高砂量使原有裂缝进一步延伸,另一方面压裂使部分井产生了新的裂缝或沟通了原始微裂缝,以上原因使地层导油能力提高,油井的泄油面积增大。
技术演变过程: 重复压裂技术经历了三个阶段:探索试验阶段、技术储备阶段和成熟应用阶段。
探索试验阶段:98年前小规模重复压裂增油效果不明显。原因:①、地层能量保持水平低,驱替压力梯度小;②、改造规模小没有有效降低近井渗流阻力。
技术储备阶段:98年后选取高静压、低流压井采取大砂量、蜡球暂堵重复压裂,效果好。原因:①、地层能量充足,建立起了有效的驱替系统。②、大砂量、蜡球暂堵实现缝内转向,产生新裂缝,扩大泄油面积。
成熟应用阶段:重复压裂成为安塞油田主体增产技术,目前安塞油田开发特征:①、采出程度相对较低;②、处于中低含水期;③、地层能量充足;④、初期改造程度低;⑤、井网完善,多向受效。
国内外调研
理论工作显示:在一定条件下重复压裂新的裂缝方向与原始裂缝方向成90°。通过理论模拟计算:在一次压裂后开采,裂缝附近压力下降比裂缝侧向压力下降快,近井地带形成应力反转,二次压裂时近井地带产生垂直原始裂缝的新缝,到油层深部裂缝逐渐转向,最终平行初始裂缝。采用地面测斜仪在重复压裂时实测到在部分井裂缝发生转向,产生了垂直于老缝的新缝,增大了泄油面积。
安塞油田延长组油藏各区块最小主应力与最大主应力差值较小,重复压裂具备产生裂缝转向的可能。
表2-5-2 安塞油田地应力测定结果表
现场试验效果评价:
主要技术特点:压裂时,在压开的裂缝中通过加入暂堵剂,使裂缝停止延伸,提高缝内压力,尽可能沟通地层天然微裂缝,产生新的支裂缝,同时应用高砂比压裂技术,提高缝内铺砂浓度,在缝内或缝口实现脱砂。
适用范围:针对裂缝侧向井压裂效果差,压力保持水平高,长期强化注水不见效的油