藏酸化提液技术研究范文

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《石油化工应用杂志》2014年第五期

1选井依据及措施效果评价

1．1长9油藏措施选井依据

1．1．1良好的储层物性姬塬油田长9油藏为典型的岩性及构造-岩性油藏，整体构造呈现“北高南低，东高西低”特征，东北部隔夹层较厚，西南部与底水直接接触；油藏整体物性较差，渗透率低，有效厚度小，KH值低，但较长81、长82好，油藏平均有效厚度13.4m，孔隙度12.0%，渗透率1.6×10-3μm2（见图1）。

1．1．2较高的压力保持水平2013年长9油藏原始地层压力23.1MPa，规模开发后能量保持水平迅速下降，通过后期注水开发及不断优化注水技术，近三年地层压力保持水平逐年上升，2013年测试9口井，平均压力19.0MPa，压力保持水平已恢复至原始地层压力的82.0%，尤其初期注水的部位，地层能量基础已经具备（见图2）。

1．1．3明显的堵塞特征长9油藏通过后期完善注采井网，不断优化注水开发技术，油井已逐步开始见效，在生产过程中，部分油井呈现注水长期不见效及产量突降，对比储层物性与周围邻井差别不大，但开发情况差别明显的，2013年优先选择实施酸化提液；本区长9油藏堵塞特征主要呈现两种方式。

1．1．3．1油井注水见效后产量突降，含水持续上升堵塞机理：油井见效后，随着注水开发时间的延长，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，含水上升（见图3）。

1．1．3．2油井无明显见效过程，含水缓慢上升堵塞机理：油层与底水直接接触，生产过程中随地层能量逐步下降，液量逐渐下降，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，底水上锥导致含水上升（见图4）。

1．1．4油井见效比例低，需要措施引效长9油藏注水开发后，油藏整体缓慢见效，但见效程度较低，平面上分布不均衡。一类见效井仅占23%，不见效井占43%，为均衡平面采液，有必要实施措施引效。

1．2关键技术

1．2．1确定了底水油藏隔夹层对措施效果影响结合2013年长9油藏措施井油水接触类型，分析隔夹层与油井措施后含水上升幅度关系看出，隔夹层厚度大，措施后含水上升幅度低，解堵效果越好隔夹层厚度大的油井，酸化后有效提高了油相渗透率，含水保持稳定或下降；与底水直接接触的油井，措施后强抽排液可导致局部底层能量下降，底水上锥。

1．2．2确定了地层能量与措施效果关系通过油井酸化提液措施后日增油、含水上升幅度、液量上升幅度与地层压力保持水平散点图可以看出，压力保持水平在大于75%时，油井措施效果显著（见图5）。

1．2．3确定了合理施工参数通过施工参数与措施效果三点关系图中可以看出，酸化增油效果较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（见图6）。

1．3长9油藏酸化提液效果评价

1．3．1措施有效率高，提液效果明显全年共计实施酸化8井次，其中黄219长9油藏土酸酸化4井次、负压返排酸化2井次；黄39长9油藏多氢酸酸化2井次，措施后日增油15.66t，累计增油2070（t见图7）。1.3.2有效降低油藏综合递减2013年黄219长9油藏两项递减均呈现逐步下降趋势，油藏开发形势变好，对比年初，油藏自然递减下降21.6%，综合递减下降28.3%，措施降低指标6.7%（见图8）。1．4经济效益评价投入产出比计算：λ＝V/Cf；V=ΔQo×（Mo-Cd），投入产出比：20.4。经济效益计算：E=V－Cf－Cd×ΔQ，预测取得的经济效益：800.15万元。

2取得的认识

（1）长9油藏投产两年后，对于注水长期不见效，动态堵塞特征明显井，已经具备措施提液的时机。（2）酸化提液必须具备两个条件，一是油层物性保证（8m以上油层），二是油井压力保证（压力保持水平大于75%，提液效果明显）。（3）部分与底水直接接触井含水上升，是由于地层堵塞造成局部低压，底水上升引起的，实施酸化措施引效时，若地层能量不足，措施后排液容易引起油藏底水进一步上锥，导致油井措施后高含水。（4）长9油藏地层能量有保证，且隔夹层厚度较大的油井措施后体液效果显著，且措施后含水上升幅度小，措施有效率高。

作者：杨永康王晓婷田发金李本刚王新赵宏达单位：中国石油长庆油田分公司第三采油厂