胡尖山油田油井挤活性水技术研究

刘 喆，张翠萍，李龙龙，胡文超，杨兴海，王 鹏，腊丹萍，薛 璇，范敬敬

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

研究区主要管理以XJ 致密油、LX 区块长4+5 为主的低产低效油藏，平均单井日产液仅3.4 m3，日产油0.7 t，综合含水77.9 %。

为了进一步发挥低产低效井潜能，降低油藏递减，实现老井稳产[1-5]。通过试验挤活性水措施，取得了较好的效果（初期单井日增油0.4 t 左右）。

1 技术原理及选井原则

1.1 技术原理及目的

活性水能充分溶解井底油污、蜡质组分及其他堵塞近井地带的杂质脏物。

通过实施挤活性水措施可以疏通近井地带油流通道、清洁井筒，达到小型酸化解堵的目的（成本小），实现提液增油，最终达到提高单井产能的目的。

1.2 选井思路

（1）对投产初期单井产能高，目前液量低，疑似射孔段近井地带油层有堵塞迹象的井（活性水洗井后12口井有漏失现象，有脏物存在）。

（2）近期产液量下降较快的井，近井地带油层有明显堵塞现象的井。

（3）测压显示表皮系数为正的井，怀疑近井地带地层堵塞的井。

主要目的是：疏通近井地带油流通道，清洁、净化井筒。

1.3 选井原则

（1）液量低于1 m3，综合含水低于60 %的低渗透油藏，以定向井为主。

（2）开采层位单一或者封下采上的试采单油层的井。

（3）液量下降较快的井，含水忽然上升的井。

2 措施参数及过程

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。

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

CF-5D 压裂助排剂：能帮助酸化、压裂等作业过程中的工作残液从地层返排的化学品。

COP-1 黏土稳定剂：能有效地吸附在黏土表面，防止水敏性矿物（如蒙脱石、伊利石）水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。

KCl：工业盐，主要起表面活性剂+黏土稳定剂作用，保持地层渗透能力。

可以结合历次检泵记录等，在挤活性水之前加入清蜡剂、破乳剂段塞，根据结蜡情况、加药浓度等优化用量。

活性水用量：根据油层深度、油井生产动态及挤活性水时的压力变化等优化活性水用量，一般在25 m3～40 m3。

2.2 施工步骤及要求

准备400 型水泥车一台，备清水35 m3～40 m3（两个罐车），具体施工步骤如下：

（1）低替：首先用水泥车，从套管口低替活性水（充满套管10 m3左右），排量0.4 m3/min～0.6 m3/min，放喷车在油管口接喷（必要时放喷，XJ、LX 等地层能量不足区块不需要放喷）。

（2）挤活性水：关闭油管出口，实施挤活性水步骤，排量0.4 m3/min～0.6 m3/min，挤活性水25 m3左右（注入压力0～12 MPa）。

（3）关井：15 min～30 min，待压力扩散后，完井开抽。

低替活性水用量计算方法：一般挤活性水油井供液不足，动液面在泵挂位置，此段环空体积即为低替用量。套管内径124 mm，油管外径一般73 mm，低替用量=3.14×（0.062 2-0.036 52）×泵挂位置；

挤活性水用量：低替液量+射孔段到泵挂位置套管体积，可以根据油井动态及挤时压力等适量增加；

顶替用量：在第（2）步挤活性水后，可以用清水顶替，将井筒内活性水充分挤入地层，发挥解堵作用，考虑到地层漏失、防止清水进入地层等因素，建议活性水不过顶替。

2.3 资料录取相关要求

（1）整个施工过程中要严密监控压力变化并详细记录压力、排量、时间等数据。

（2）开抽后及时连续安排测试功图、液面、液量、含水，跟踪实施效果。

表1 研究区2018 年挤活性水措施分油藏效果统计

（3）因增液量低，为准确评价，油井日产液始终使用同一套计量系统进行计量，有数字化功图采用功图计产，无数字化采用单井CMS 标定。

3 实施效果分析及评价

3.1 总体效果

研究区2018 年共实施挤活性水措施103 口/112井次（XJ 区块84 口、LX 区块10 口，试采区/探评井6口，XP 区块2 口，N 区块1 口），目前58 口井有效，有效率56.3 %，其中XJ 长7 致密油有效率63.1 %。

最高日净增油18.9 t，总累计净增油734 t（有效井累计净增油1 341 t）（见表1）。

通过对2018 年实施挤活性水措施103 口/112 井次进行分析，挤注压力与累净增油量（挤注后生产一个月）无明显线性关系。

挤注压力大于10 MPa 井无效，说明地层堵塞严重，挤注无效（见图1）。

通过对2018 年实施挤活性水措施103 口/112 井次进行分析，投产初期产量与累净增油量（挤注后生产一个月）线性关系不明显（见图2）。

通过对2018 年实施挤活性水措施103 口/112 井次进行分析，挤注前产量与累净增油量（挤注后生产一个月）存在如下规律：挤注前单井产能越高，挤注措施后增油效果有变差趋势。

3.2 XJ 长7 致密油藏实施效果评价

3.2.1 一次挤活性水效果评价 XJ 长7 致密油2018年共实施一次挤活性水措施77 井次，开抽23 d 含水恢复，最高平均单井日增油0.18 t，总累计净增油614 t；截止目前有效井日净增油13.2 t，累计净增油1 054 t，目前47 口井仍有效。

对XJ 长7 致密油挤活性水措施的77 口井拉齐对比，挤注完井后平均排液期5 d～6 d，且在挤注完井后的第23 d 后含水基本恢复，目前整体有效，平均单井日增油0.08 t，平均单井提液0.23 m3（见图3）。

典型井分析-A45：投产于2011 年8 月，初期日产液1.9 m3，日产油1.5 t，综合含水9.1 %。挤注前日产液0.6 m3，日产油0.35 t，综合含水30.4 %。

2018 年7 月5 日实施挤活性水措施，注水量35 m3，配药CF-5D：105 kg，COP-1：105 kg，KCl：350 kg，注入排量25 m3/h，挤注时无压力。

图1 2018 年实施挤活性水措施挤注压力与净增油量（挤注后生产一个月）散点分布图

图2 2018 年实施挤活性水措施井投产初期产量与净增油量（挤注后生产一个月）散点分布图

图3 XJ 长7 致密油一次挤活性水措施拉齐对比曲线

图4 XJ 长7 致密油多轮次洗井拉齐对比曲线

开抽后排液期6 d，目前日产液1.65 m3，日产油0.95 t，综合含水31.2 %，日增油0.60 t，累计净增油51.7 t。挤注后累计产水99.8 m3，返排率285 %。

3.2.2 多轮次挤活性水效果评价 XJ 长7 致密油2018 年共实施多轮次挤活性水措施7 口/16 井次（二轮次挤注井5 口，三轮次挤注井2 口），一次挤注后单井增油效果较好，最高平均单井日增油0.44 t；二次、三次挤注提液效果一般。累计净增油159 t（有效井累计净增油191 t），总体上目前仍有效（见图4）。

3.3 LX 长4+5 常规油藏实施效果评价

LX 长4+5 油藏2018 年共实施挤活性水措施10井次（水平井3 口、定向井7 口），累计净增油129.1 t。其中：7 口定向井目前日净增油0.73 t，累计净增油96.1 t；3 口水平井目前日净增油2.01 t，累计净增油33.1 t。

图5 LX 长4+5 油藏挤活性水措施拉齐对比曲线（定向井7 口）

7 口定向井拉齐对比，开抽34 d 液量降至挤注前水平，开抽14 d 含水恢复，最高日增油1.5 t，增液有效期内（34 d）累计净增油20.8 t。

因该区实施连片堵水，含水持续下降，洗井效果不好评价（见图5）。

2018 年11～12 月实施水平井挤活性水措施3 井次，提液效果明显，平均最高单井日增油0.45 t，目前含水未完全恢复，继续观察效果（见图6）。

3.4 XP-N 长8 常规油藏实施效果评价

XP-N 长8 油藏2018 年共实施挤活性水措施3井次，开抽18 d 后液量恢复至挤注前水平，但受注水或油藏开发矛盾制约，含水至今未恢复至挤注前水平，整体无效，适应性差（见图7）。

3.5 试采区实施效果评价

试采区2018 年共实施挤活性水措施6 井次，开抽14 d 含水恢复，无提液效果，开抽21 d 失效，适应性差（见图8）。

4 单井费用预测及效益评价

挤活性水措施单井费用主要包括四部分（水泥车、两台罐车、化学药品、修井队伍配合施工费用）：

（1）一台水泥车：1 500 元/口；

（2）两台拉清水罐车：864 元×2=1 728 元/口；

（3）化学药品：COP-1 每千克10 元（105 kg），CF-5D 每千克10 元（105 kg），氯化钾每千克4 元（350 kg）。预计费用：10×105+10×105+4×350=3 500 元/口；

（4）修井队配合施工费用：1 300 元/口。

合计单井费用：1 500+1 728+3 500+1 300=8 028元

按照原油价格2 650 元/吨，吨油成本770 元/吨，产出投入比=净累增油×（0.265-0.077）/单井费用，单井累计净增油在4.3 t 以上，可以收回成本。

以A45 为例：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，分析认为整体效益较好。

图6 LX 长4+5 油藏挤活性水措施拉齐对比曲线（水平井3 口）

图7 XP-N 长8 油藏活性水洗井拉齐对比曲线

图8 试采区活性水洗井拉齐对比曲线

2018 年共实施112 井次（修井队配合实施28 井次，自主实施84 井次），累计净增油734 t，按照吨油成本770 元/吨，原油价格2 650 元/吨，实现经济效益59.1 万元。

5 取得的认识及下步探索方向

5.1 取得的认识

5.1.1 技术优点

（1）成本小（单井费用总计0.8 万元）、施工效率高（每口井施工仅需要2 h）；

（2）施工简单（不需要动管柱），常态化运行后生产单元可自主施工；

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

5.1.2 技术缺点

（1）实施规模较小，对地层堵塞严重的井预计效果不好；

（2）封上采下的井无法实施；

（3）只能解决近井地带油层堵塞。

5.1.3 取得的认识

（1）适用于低含水开发期，受注水等开发政策影响较小的油藏；

（2）XJ 长7 致密油实施挤活性水措施适应性较好，其他油藏效果较差；

（3）挤活性水措施作为小型解堵能畅通油流通道，达到短期增油目的，实现老井稳产；

（4）挤活性水措施实施成本低，效益增油好；

（5）挤活性水措施不能解决地层能量不足的开发矛盾，有效井增油幅度小；

（6）挤注压力过高井地层堵塞严重，活性水挤注无效，下步需酸化解堵；

（7）挤注前产能过高，活性水挤注无效，下步挤注前选井需注意，优选产能低于0.5 t/d 井实施；

（8）一次挤注提液效果优于二次、三次挤注，分析一次挤注已达到解堵和清洁井筒目的，二次、三次挤注效果一般；

（9）挤注效果与投产初期产量无明显线性关系，分析油井投产后经过长期生产，受地层水、注入水、措施等影响，近井地带地层状况变的更复杂，挤注目的是小型解堵，故挤注效果与油层物性、初期改造规模无关。

5.2 下步探索方向

（1）继续跟踪、评价挤活性水措施的实施效果，为下步稳产指导方向；

（2）目前挤活性水措施仍然处于探索阶段，有进一步优化施工参数的空间（施工排量、化学药品数量、药品浓度，用水量仍需要进一步优化和探索），下步可探索纯清水试验、活性水不同浓度试验、活性水+清蜡剂试验）；

（3）对后期需要实施挤活性水措施的井，与所里对接选1～2 口井在措施前后测试地层压力及表皮系数，进一步评价效果；

（4）对有油层堵塞迹象的油井，在修完井后，直接实施挤活性水措施，以达到近井地带解堵、清洁井筒的作用；

（5）结合实施效果，将挤活性水措施与六小措施结合起来，逐渐成为日常上产措施。