胡尖山油田油井擠活性水技術研究

劉 喆，張翠萍，李龍龍，胡文超，楊興海，王 鵬，臘丹萍，薛 璇，范敬敬

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

研究區主要管理以XJ 致密油、LX 區塊長4+5 為主的低產低效油藏，平均單井日產液僅3.4 m3，日產油0.7 t，綜合含水77.9 %。

為了進一步發揮低產低效井潛能，降低油藏遞減，實現老井穩產[1-5]。通過試驗擠活性水措施，取得了較好的效果（初期單井日增油0.4 t 左右）。

1 技術原理及選井原則

1.1 技術原理及目的

活性水能充分溶解井底油污、蠟質組分及其他堵塞近井地帶的雜質臟物。

通過實施擠活性水措施可以疏通近井地帶油流通道、清潔井筒，達到小型酸化解堵的目的（成本?。瑢崿F提液增油，最終達到提高單井產能的目的。

1.2 選井思路

（1）對投產初期單井產能高，目前液量低，疑似射孔段近井地帶油層有堵塞跡象的井（活性水洗井后12口井有漏失現象，有臟物存在）。

（2）近期產液量下降較快的井，近井地帶油層有明顯堵塞現象的井。

（3）測壓顯示表皮系數為正的井，懷疑近井地帶地層堵塞的井。

主要目的是：疏通近井地帶油流通道，清潔、凈化井筒。

1.3 選井原則

（1）液量低于1 m3，綜合含水低于60 %的低滲透油藏，以定向井為主。

（2）開采層位單一或者封下采上的試采單油層的井。

（3）液量下降較快的井，含水忽然上升的井。

2 措施參數及過程

2.1 主要化工料配方及用量

主要配方：清水+0.3 %CF-5D+0.3 %COP-1+1.0 %KCl。

藥品用量：（CF-5D：105 kg；COP-1：105 kg；KCl：350 kg）。

CF-5D 壓裂助排劑：能幫助酸化、壓裂等作業過程中的工作殘液從地層返排的化學品。

COP-1 黏土穩定劑：能有效地吸附在黏土表面，防止水敏性礦物（如蒙脫石、伊利石）水化膨脹及分散運移而對油氣層造成的傷害。

KCl：工業鹽，主要起表面活性劑+黏土穩定劑作用，保持地層滲透能力。

可以結合歷次檢泵記錄等，在擠活性水之前加入清蠟劑、破乳劑段塞，根據結蠟情況、加藥濃度等優化用量。

活性水用量：根據油層深度、油井生產動態及擠活性水時的壓力變化等優化活性水用量，一般在25 m3～40 m3。

2.2 施工步驟及要求

準備400 型水泥車一臺，備清水35 m3～40 m3（兩個罐車），具體施工步驟如下：

（1）低替：首先用水泥車，從套管口低替活性水（充滿套管10 m3左右），排量0.4 m3/min～0.6 m3/min，放噴車在油管口接噴（必要時放噴，XJ、LX 等地層能量不足區塊不需要放噴）。

（2）擠活性水：關閉油管出口，實施擠活性水步驟，排量0.4 m3/min～0.6 m3/min，擠活性水25 m3左右（注入壓力0～12 MPa）。

（3）關井：15 min～30 min，待壓力擴散后，完井開抽。

低替活性水用量計算方法：一般擠活性水油井供液不足，動液面在泵掛位置，此段環空體積即為低替用量。套管內徑124 mm，油管外徑一般73 mm，低替用量=3.14×（0.062 2-0.036 52）×泵掛位置；

擠活性水用量：低替液量+射孔段到泵掛位置套管體積，可以根據油井動態及擠時壓力等適量增加；

頂替用量：在第（2）步擠活性水后，可以用清水頂替，將井筒內活性水充分擠入地層，發揮解堵作用，考慮到地層漏失、防止清水進入地層等因素，建議活性水不過頂替。

2.3 資料錄取相關要求

（1）整個施工過程中要嚴密監控壓力變化并詳細記錄壓力、排量、時間等數據。

（2）開抽后及時連續安排測試功圖、液面、液量、含水，跟蹤實施效果。

表1 研究區2018 年擠活性水措施分油藏效果統計

（3）因增液量低，為準確評價，油井日產液始終使用同一套計量系統進行計量，有數字化功圖采用功圖計產，無數字化采用單井CMS 標定。

3 實施效果分析及評價

3.1 總體效果

研究區2018 年共實施擠活性水措施103 口/112井次（XJ 區塊84 口、LX 區塊10 口，試采區/探評井6口，XP 區塊2 口，N 區塊1 口），目前58 口井有效，有效率56.3 %，其中XJ 長7 致密油有效率63.1 %。

最高日凈增油18.9 t，總累計凈增油734 t（有效井累計凈增油1 341 t）（見表1）。

通過對2018 年實施擠活性水措施103 口/112 井次進行分析，擠注壓力與累凈增油量（擠注后生產一個月）無明顯線性關系。

擠注壓力大于10 MPa 井無效，說明地層堵塞嚴重，擠注無效（見圖1）。

通過對2018 年實施擠活性水措施103 口/112 井次進行分析，投產初期產量與累凈增油量（擠注后生產一個月）線性關系不明顯（見圖2）。

通過對2018 年實施擠活性水措施103 口/112 井次進行分析，擠注前產量與累凈增油量（擠注后生產一個月）存在如下規律：擠注前單井產能越高，擠注措施后增油效果有變差趨勢。

3.2 XJ 長7 致密油藏實施效果評價

3.2.1 一次擠活性水效果評價 XJ 長7 致密油2018年共實施一次擠活性水措施77 井次，開抽23 d 含水恢復，最高平均單井日增油0.18 t，總累計凈增油614 t；截止目前有效井日凈增油13.2 t，累計凈增油1 054 t，目前47 口井仍有效。

對XJ 長7 致密油擠活性水措施的77 口井拉齊對比，擠注完井后平均排液期5 d～6 d，且在擠注完井后的第23 d 后含水基本恢復，目前整體有效，平均單井日增油0.08 t，平均單井提液0.23 m3（見圖3）。

典型井分析-A45：投產于2011 年8 月，初期日產液1.9 m3，日產油1.5 t，綜合含水9.1 %。擠注前日產液0.6 m3，日產油0.35 t，綜合含水30.4 %。

2018 年7 月5 日實施擠活性水措施，注水量35 m3，配藥CF-5D：105 kg，COP-1：105 kg，KCl：350 kg，注入排量25 m3/h，擠注時無壓力。

圖1 2018 年實施擠活性水措施擠注壓力與凈增油量（擠注后生產一個月）散點分布圖

圖2 2018 年實施擠活性水措施井投產初期產量與凈增油量（擠注后生產一個月）散點分布圖

圖3 XJ 長7 致密油一次擠活性水措施拉齊對比曲線

圖4 XJ 長7 致密油多輪次洗井拉齊對比曲線

開抽后排液期6 d，目前日產液1.65 m3，日產油0.95 t，綜合含水31.2 %，日增油0.60 t，累計凈增油51.7 t。擠注后累計產水99.8 m3，返排率285 %。

3.2.2 多輪次擠活性水效果評價 XJ 長7 致密油2018 年共實施多輪次擠活性水措施7 口/16 井次（二輪次擠注井5 口，三輪次擠注井2 口），一次擠注后單井增油效果較好，最高平均單井日增油0.44 t；二次、三次擠注提液效果一般。累計凈增油159 t（有效井累計凈增油191 t），總體上目前仍有效（見圖4）。

3.3 LX 長4+5 常規油藏實施效果評價

LX 長4+5 油藏2018 年共實施擠活性水措施10井次（水平井3 口、定向井7 口），累計凈增油129.1 t。其中：7 口定向井目前日凈增油0.73 t，累計凈增油96.1 t；3 口水平井目前日凈增油2.01 t，累計凈增油33.1 t。

圖5 LX 長4+5 油藏擠活性水措施拉齊對比曲線（定向井7 口）

7 口定向井拉齊對比，開抽34 d 液量降至擠注前水平，開抽14 d 含水恢復，最高日增油1.5 t，增液有效期內（34 d）累計凈增油20.8 t。

因該區實施連片堵水，含水持續下降，洗井效果不好評價（見圖5）。

2018 年11～12 月實施水平井擠活性水措施3 井次，提液效果明顯，平均最高單井日增油0.45 t，目前含水未完全恢復，繼續觀察效果（見圖6）。

3.4 XP-N 長8 常規油藏實施效果評價

XP-N 長8 油藏2018 年共實施擠活性水措施3井次，開抽18 d 后液量恢復至擠注前水平，但受注水或油藏開發矛盾制約，含水至今未恢復至擠注前水平，整體無效，適應性差（見圖7）。

3.5 試采區實施效果評價

試采區2018 年共實施擠活性水措施6 井次，開抽14 d 含水恢復，無提液效果，開抽21 d 失效，適應性差（見圖8）。

4 單井費用預測及效益評價

擠活性水措施單井費用主要包括四部分（水泥車、兩臺罐車、化學藥品、修井隊伍配合施工費用）：

（1）一臺水泥車：1 500 元/口；

（2）兩臺拉清水罐車：864 元×2=1 728 元/口；

（3）化學藥品：COP-1 每千克10 元（105 kg），CF-5D 每千克10 元（105 kg），氯化鉀每千克4 元（350 kg）。預計費用：10×105+10×105+4×350=3 500 元/口；

（4）修井隊配合施工費用：1 300 元/口。

合計單井費用：1 500+1 728+3 500+1 300=8 028元

按照原油價格2 650 元/噸，噸油成本770 元/噸，產出投入比=凈累增油×（0.265-0.077）/單井費用，單井累計凈增油在4.3 t 以上，可以收回成本。

以A45 為例：目前日增油0.6 t，截止12 月31 日累增油51.7 t，目前仍有效，分析認為整體效益較好。

圖6 LX 長4+5 油藏擠活性水措施拉齊對比曲線（水平井3 口）

圖7 XP-N 長8 油藏活性水洗井拉齊對比曲線

圖8 試采區活性水洗井拉齊對比曲線

2018 年共實施112 井次（修井隊配合實施28 井次，自主實施84 井次），累計凈增油734 t，按照噸油成本770 元/噸，原油價格2 650 元/噸，實現經濟效益59.1 萬元。

5 取得的認識及下步探索方向

5.1 取得的認識

5.1.1 技術優點

（1）成本小（單井費用總計0.8 萬元）、施工效率高（每口井施工僅需要2 h）；

（2）施工簡單（不需要動管柱），常態化運行后生產單元可自主施工；

（3）完井后排液周期短，平均排液期4 d～6 d，含水恢復期14 d～23 d。

5.1.2 技術缺點

（1）實施規模較小，對地層堵塞嚴重的井預計效果不好；

（2）封上采下的井無法實施；

（3）只能解決近井地帶油層堵塞。

5.1.3 取得的認識

（1）適用于低含水開發期，受注水等開發政策影響較小的油藏；

（2）XJ 長7 致密油實施擠活性水措施適應性較好，其他油藏效果較差；

（3）擠活性水措施作為小型解堵能暢通油流通道，達到短期增油目的，實現老井穩產；

（4）擠活性水措施實施成本低，效益增油好；

（5）擠活性水措施不能解決地層能量不足的開發矛盾，有效井增油幅度??；

（6）擠注壓力過高井地層堵塞嚴重，活性水擠注無效，下步需酸化解堵；

（7）擠注前產能過高，活性水擠注無效，下步擠注前選井需注意，優選產能低于0.5 t/d 井實施；

（8）一次擠注提液效果優于二次、三次擠注，分析一次擠注已達到解堵和清潔井筒目的，二次、三次擠注效果一般；

（9）擠注效果與投產初期產量無明顯線性關系，分析油井投產后經過長期生產，受地層水、注入水、措施等影響，近井地帶地層狀況變的更復雜，擠注目的是小型解堵，故擠注效果與油層物性、初期改造規模無關。

5.2 下步探索方向

（1）繼續跟蹤、評價擠活性水措施的實施效果，為下步穩產指導方向；

（2）目前擠活性水措施仍然處于探索階段，有進一步優化施工參數的空間（施工排量、化學藥品數量、藥品濃度，用水量仍需要進一步優化和探索），下步可探索純清水試驗、活性水不同濃度試驗、活性水+清蠟劑試驗）；

（3）對后期需要實施擠活性水措施的井，與所里對接選1～2 口井在措施前后測試地層壓力及表皮系數，進一步評價效果；

（4）對有油層堵塞跡象的油井，在修完井后，直接實施擠活性水措施，以達到近井地帶解堵、清潔井筒的作用；

（5）結合實施效果，將擠活性水措施與六小措施結合起來，逐漸成為日常上產措施。