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1潜山提高单井产量配套技术优化与完善李正周华梁晗梁耀文（辽河油田兴隆台采油厂工艺研究所，124000）摘要：潜山油藏跨越了天然能量开发的膨胀期后，目前已进入到地层能量递减期，在油藏开发过程中问题不断暴露，油藏开发形势逐渐变差，稳产并提高单井产量工作势在必行。为此，2014年以来，针对潜山油藏天然能量不足，底水锥进，压力下降，产量递减加剧，油田稳产基础薄弱的现状，开展了提高单井产量技术研究，查找了单井产量下降原因，从油藏潜力和技术角度，开展了潜山压裂、注气、气举、举升等一系列措施，均取得显著效果，该技术的研究对指导潜山提高单井产量、改善油藏开发效果提供了新的思路及技术支持。关键词：裂缝性油藏压裂气驱气举往复式电泵一、前言兴隆台潜山油藏构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南部兴隆台～马圈子潜山构造带上，整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山，呈典型的“洼中之隆”形态，具有十分优越的油气成藏条件。区块累计上报探明含油面积55.49km2，新增探明储量1.27×108t。其油藏类型为层状特征的块状变质岩裂缝性油藏，油藏埋深2335～4670m，跨度达2300米，地层温度120-160℃，含蜡量7.6～24.8%，孔隙度5.1%，基质渗透率1mD，其“深层、巨厚、岩性复杂”三大特点在国际都属罕见。该块于2007年投入正式开发，在短短的5年时间里，快速实现了潜山勘探与开发、储量与产量两个同步增长，迅速建成了年产百万吨的生产规模，形成了亿吨级规模储量的大油田。但跨越了天然能量开发的膨胀期后，目前已进入到地层能量递减期，油藏开发过程中问题不断暴露，油藏开发形势逐渐变差，潜山产量比例从2012年的68.6%下降到2013年的64.5%。潜山产量递减致使采油厂总体产量下降，稳产并提高单井产量工作势在必行。为此，2014年以来，针对潜山油藏天然能量不足，底水锥进，压力下降，产量递减加剧，油田稳产基础薄弱的现状，开展了提高单井产量技术研究，查找了单井产量下降原因，从油藏潜力和技术角度，加大配套稳产新技术研究，推广和发展成熟适用的配套技术，开展三次采油技术试验，通过精心组织现场实施，各项措施均取得显著效果。2二、单井产量下降原因分析2.1储层物性差，常规压裂技术存在局限性受潜山储集层岩性特殊、裂缝性发育、埋藏深且低孔低渗等诸多因素影响，常规方式开采无法见到经济产能，因此大部分油井要通过压裂改造来有效沟通远端微裂缝，增强近井地带的导流能力。但常规压裂技术在潜山施工时，造缝困难，缝高难以控制，泵压高，施工风险大；此外，储层天然裂缝发育，压裂过程中若措施控制不当会出现压裂液大量滤失，进而发生早期脱砂形成砂堵，同时还会对储层产生严重伤害；固井质量不合格的井在压裂施工时会引起压裂液窜槽,导致地层出砂、出水、地层跨塌，甚至油管损坏，砂堵等井下事故达不到压裂增产、稳产的目的，为此需要研究适合潜山的压裂改造技术。2.2潜山油藏依靠天然能量开发，油层压力下降快，自然递减严重2005年底兴古7井投产至今，潜山经历9年滚动勘探开发，油藏从原始地层压力41.2MPa降至目前26.8MPa，压力下降14.4MPa，平均年压降1.6MPa，目前主体块地层压力系数仅0.72，压力水平相对较低。图1兴古潜山地层压力变化图油藏开发初期由于新井的不断投产，区块日产油量不断上升，到2012年8月达到最高峰，随着油藏的深入开发，油藏压力不断下降，底水上升，油藏产量41.238.935.038.337.536.733.532.832.331.529.628.728.528.027.427.026.839.338.632.830.830.629.329.928.639.137.32025303540452004-12-42005-12-42006-12-42007-12-42008-12-32009-12-32010-12-32011-12-32012-12-22013-12-22014-12-2静压MPa兴古7兴古7-339.138.932.831.529.628.728.027.426.839.338.637.329.329.928.62025303540452004-12-42005-12-42006-12-42007-12-42008-12-32009-12-32010-12-32011-12-32012-12-22013-12-22014-12-2静压MPa兴古73进入递减阶段，区块自然递减率逐年加大，2012年区块自然递减率为5.8%，2013年达到19.2%。综合递减率为2.9%，2013年达到16.2%。2.3潜山油田底水锥进严重，出水井产量下降快表1含水井见水前后产量对比井号含水变化时间见水前目前与见水前日产油差t日产油t日产水m3日产油t日产水m3含水%兴古7-H31010-9-1968.6001510068.6兴古7-H30211-3-1182063.68.71618.4兴古7-H32211-3-565.6037.619.42628兴古7-H32311-3-2261.20214668.740.2兴古7-H32511-5-1055.60036.28555.6兴古7-H30310-10-2720.1010.50.315.89.6兴古7-H30111-6-2362042.70.9019.3兴古7-H30911-7-1190.6087.48.6103.2兴古7-H20210-10-2325.2000025.2兴古7-H30511-3-1119.403.512.578.115.9兴古9-310-9-922.1016.121.556.46兴古7-1011-4-305.002.611.287.32.4兴古7-H30610-10-812.90017.384.712.9兴古7-S10511-7-1129.508.765020.8兴古7-H30411-12-2224.6015.33.317.79.3马古-H10112-12-2196.7044.22.6552.5马古1213-10-1215.506.74.1388.8马古-H10513-7-2384.5023.220.747.261.3兴古-H23413-8-1077.1046.95.21030.2兴古7-2014-1-222.70.13.911.1740兴古-H23614-4-2776.41.631.442.95845兴古7-10-1614-7-2568.1048.110.61820马古-H203CH14-8-1324.50.14.716.47819.8兴古-H15214-9-1897142.439.24854.6马古-H201CH14-10-8540.329.314.13324.7合计1240.93.1589.8373.844.2652.3潜山井初期日产油能力均较高，随着油藏的深入开发，油藏底水不断上升，部分油藏已被水淹，见水后油井产量快速递减，且很快停喷，停喷上抽后产量极低，无法恢复到原来的产量。统计潜山油藏已有47口井见水，因见水导致产量大幅下降的有25口，从25口含水井见水前后产量对比，油井见水后日产量极速下降，由见水前1241吨/天下降到590吨/天，减产幅度达到52.5%。其中13口4井因含水上升原因停喷井，潜山油水界面由原始的4680米附近已经锥进到3730米附近，6年内油水界面上升了950米。足以表明兴古潜山油藏底水锥进速度之快。2.4供液能力较差，人工举升工艺有待进一步完善由于地层能量没有得到及时补充，兴马古潜山油井整体呈现深泵挂、低液面、低产能生产趋势，平均泵深为2001m，平均动液面变化范围在1881m-2140m间，目前液面2300m以下的井已经达到10口，占开井数的23.8%。有相当数量的水平井和大斜度井目前举升高度已经达到2300m，最深已到2600m。图2潜山平均动液面变化图截止2013年12月底，兴马潜山共有杆泵井55口，开井42口。其中：大于10t的井有11口，5-10t的井有5口，2-5t的井有15口，低于2t的井有11口。表2潜山有杆泵井分类统计表目前潜山人工举升工艺存在的问题有：高油气比（兴古潜山平均气油比日产液量m3井号合计10马古-H209马古6-7-8兴古7-H323马古6-7-12兴古7-10-2411口马古-H201兴古7-H302马古7马古6-6-12马古6-6-20兴古7-195-10兴古7-K12兴古7-H329兴古7-H304Z兴古7-H224马古6-6-165口2-5马古12兴古7-5兴古9马古9马古6-8-1615口马古6马古6-7-14马古6-10-12马古6-3马古6-6-18马古6-6-22兴古7-H327马古-H115兴古7-S105马古6-6-14C2兴古7-H310马古6-8-20兴古7-H108兴古7-15-19马古6-10-1611口兴古8兴古7-13-17马古6-6-8兴古-H202Z兴古7-21-20兴古7-24-16兴古7-H108合计42口潜山平均动液面变化情况189220391997211021402107201720461982198218811500200025002012年1月2012年2月2012年3月2012年4月2012年5月2012年6月2012年7月2012年8月2012年9月2012年10月2012年11月2012年12月2013年1月时间动液面动液面平均泵深2029米5241m3/t，马古潜山平均气油比489m3/t）影响举升泵效；深抽大负荷引起杆管失稳偏磨；举升高度的增加导致泵的漏失显著增加；电潜泵排量较大，与油层供液不匹配；抽油机冲程损失大，且油井地处城区，抽油机噪音大，环保形势严峻；以上因素都制约了单井产量，因此潜山人工举升工艺还有待进一步完善。三、提高单井产量配套技术措施3.1潜山压裂改造工艺研究3.1.1暂堵降滤技术砂砾岩油藏天然裂缝发育，岩石起裂及裂缝扩展过程中容易形成多裂缝，造成砂堵几率高，施工风险大，为此在前置液阶段应用高粘度压裂液体系，并采用油溶性暂堵剂加多级粉陶段塞技术，堵塞地层次生裂缝，降低地层滤失，促使主导缝生成及扩展；随后加入低砂比段塞；疏通炮眼，改善裂缝扭曲效应，降低摩阻压力，使能量主要消耗在主裂缝的造缝长和缝宽上，加砂过程中则采用小陶粒小台阶线性加砂技术，降低裂缝对砂浓度的敏感性，从而提高加砂施工的成功率。3.1.2缝高控制技术采用了优化射孔和变排量施工技术，优化射孔技术是根据地应力模拟结果，采用低地应力井段集中射孔的方法，控制裂缝在油层内延伸。变排量技术是在压裂施工初期，采用高粘度基液，以3-4m3/min的小排量注入控制缝高，增加缝长；在压裂施工后期，将排量提高至4.5-5.5m3/min，以增大缝宽，提高裂缝内支撑剂的铺置浓度。在顶替施工后期，降低排量至2-3m3/min，使支撑剂在缝口饱充填，压后1.5h内开始放喷，强制裂缝闭合，使支撑剂尽量充填在产层，达到提高裂缝导流能力的效果。3.1.3油层保护技术潜山油藏具有低孔低渗和水敏特征，为减少压裂液对储层的伤害，采用无伤害特级胍胶高温体系尽可能降低压裂液对储层的损害；改善压裂液助排性能，降低水锁，提高返排率，减少压裂液在储层的滞留时间；压裂液耐温可以达到160℃，并具有足够的粘度以确保造缝和携砂。在保障施工正常的前提下，设计前置液用量仅为压裂液总量的35%-38%，尽量减少压裂液的使用量；另外，针对6储层埋藏深、低压油藏压后破胶液自然返排能力低的问题，配套应用生物酶破胶，强化破胶液返排。此外，压后采用强制闭合技术，及时放喷，最大限度地减少储层伤害。3.1.4压裂技术创新（1）分簇射孔压裂常规聚能射孔孔道周围有一个射孔压实带，压实带内岩石颗粒被挤压破碎，大颗粒数量减少，小颗粒数量增多，颗粒接触较为致密。原有大孔隙被破坏掉，造成岩石渗透率的下降。此外，对于压裂措施改造井，常规射孔孔眼缺少方向性，在地层最大主应力方向上有效射孔孔眼较少，使得近井眼处往往会产生复杂的流动路径，降低了有效压力分布，井眼周围有断层存在时，裂缝极易与断层连通，导致水力压裂