潜山提高单井产量配套技术优化与完善-辽河油田兴隆台采油厂-李正详解.doc

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。 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 兴古潜山变化图 日产水m3 日产油t 日产水m3 含水% 兴古7-H310 10-9-19 68.6 0 0 15 100 68.6 兴古7-H302 11-3-11 82 0 63.6 8.7 16 18.4 兴古7-H322 11-3-5 65.6 0 37.6 19.4 26 28 兴古7-H323 11-3-22 61.2 0 21 46 68.7 40.2 兴古7-H325 11-5-10 55.6 0 0 36.2 85 55.6 兴古7-H303 10-10-27 20.1 0 10.5 0.3 15.8 9.6 兴古7-H301 11-6-23 62 0 42.7 0.9 0 19.3 兴古7-H309 11-7-11 90.6 0 87.4 8.6 10 3.2 兴古7-H202 10-10-23 25.2 0 0 0 0 25.2 兴古7-H305 11-3-11 19.4 0 3.5 12.5 78.1 15.9 兴古9-3 10-9-9 22.1 0 16.1 21.5 56.4 6 兴古7-10 11-4-30 5.0 0 2.6 11.2 87.3 2.4 兴古7-H306 10-10-8 12.9 0 0 17.3 84.7 12.9 兴古7-S105 11-7-11 29.5 0 8.7 6 50 20.8 兴古7-H304 11-12-22 24.6 0 15.3 3.3