藏酸化提液技術研究范文

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《石油化工應用雜志》2014年第五期

1選井依據及措施效果評價

1．1長9油藏措施選井依據

1．1．1良好的儲層物性姬塬油田長9油藏為典型的巖性及構造-巖性油藏，整體構造呈現“北高南低，東高西低”特征，東北部隔夾層較厚，西南部與底水直接接觸；油藏整體物性較差，滲透率低，有效厚度小，KH值低，但較長81、長82好，油藏平均有效厚度13.4m，孔隙度12.0%，滲透率1.6×10-3μm2（見圖1）。

1．1．2較高的壓力保持水平2013年長9油藏原始地層壓力23.1MPa，規模開發后能量保持水平迅速下降，通過后期注水開發及不斷優化注水技術，近三年地層壓力保持水平逐年上升，2013年測試9口井，平均壓力19.0MPa，壓力保持水平已恢復至原始地層壓力的82.0%，尤其初期注水的部位，地層能量基礎已經具備（見圖2）。

1．1．3明顯的堵塞特征長9油藏通過后期完善注采井網，不斷優化注水開發技術，油井已逐步開始見效，在生產過程中，部分油井呈現注水長期不見效及產量突降，對比儲層物性與周圍鄰井差別不大，但開發情況差別明顯的，2013年優先選擇實施酸化提液；本區長9油藏堵塞特征主要呈現兩種方式。

1．1．3．1油井注水見效后產量突降，含水持續上升堵塞機理：油井見效后，隨著注水開發時間的延長，近井地帶油水兩相滲透率發生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數下降，含水上升（見圖3）。

1．1．3．2油井無明顯見效過程，含水緩慢上升堵塞機理：油層與底水直接接觸，生產過程中隨地層能量逐步下降，液量逐漸下降，近井地帶油水兩相滲透率發生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數下降，底水上錐導致含水上升（見圖4）。

1．1．4油井見效比例低，需要措施引效長9油藏注水開發后，油藏整體緩慢見效，但見效程度較低，平面上分布不均衡。一類見效井僅占23%，不見效井占43%，為均衡平面采液，有必要實施措施引效。

1．2關鍵技術

1．2．1確定了底水油藏隔夾層對措施效果影響結合2013年長9油藏措施井油水接觸類型，分析隔夾層與油井措施后含水上升幅度關系看出，隔夾層厚度大，措施后含水上升幅度低，解堵效果越好隔夾層厚度大的油井，酸化后有效提高了油相滲透率，含水保持穩定或下降；與底水直接接觸的油井，措施后強抽排液可導致局部底層能量下降，底水上錐。

1．2．2確定了地層能量與措施效果關系通過油井酸化提液措施后日增油、含水上升幅度、液量上升幅度與地層壓力保持水平散點圖可以看出，壓力保持水平在大于75%時，油井措施效果顯著（見圖5）。

1．2．3確定了合理施工參數通過施工參數與措施效果三點關系圖中可以看出，酸化增油效果較好的油井酸液用量控制在12～15m3，措施施工排量控制在450～510L/min（見圖6）。

1．3長9油藏酸化提液效果評價

1．3．1措施有效率高，提液效果明顯全年共計實施酸化8井次，其中黃219長9油藏土酸酸化4井次、負壓返排酸化2井次；黃39長9油藏多氫酸酸化2井次，措施后日增油15.66t，累計增油2070（t見圖7）。1.3.2有效降低油藏綜合遞減2013年黃219長9油藏兩項遞減均呈現逐步下降趨勢，油藏開發形勢變好，對比年初，油藏自然遞減下降21.6%，綜合遞減下降28.3%，措施降低指標6.7%（見圖8）。1．4經濟效益評價投入產出比計算：λ＝V/Cf；V=ΔQo×（Mo-Cd），投入產出比：20.4。經濟效益計算：E=V－Cf－Cd×ΔQ，預測取得的經濟效益：800.15萬元。

2取得的認識

（1）長9油藏投產兩年后，對于注水長期不見效，動態堵塞特征明顯井，已經具備措施提液的時機。（2）酸化提液必須具備兩個條件，一是油層物性保證（8m以上油層），二是油井壓力保證（壓力保持水平大于75%，提液效果明顯）。（3）部分與底水直接接觸井含水上升，是由于地層堵塞造成局部低壓，底水上升引起的，實施酸化措施引效時，若地層能量不足，措施后排液容易引起油藏底水進一步上錐，導致油井措施后高含水。（4）長9油藏地層能量有保證，且隔夾層厚度較大的油井措施后體液效果顯著，且措施后含水上升幅度小，措施有效率高。

作者：楊永康王曉婷田發金李本剛王新趙宏達單位：中國石油長慶油田分公司第三采油廠