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

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

2、 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23354670m，跨度达2300米，地层温度120-160，含蜡量7.624.8%，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

3、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

4、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

5、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%

6、。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

7、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.

8、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

9、.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

10、，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 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

11、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6-6-14C<2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口目前潜山人

12、工举升工艺存在的问题有：高油气比（兴古潜山平均气油比241m3/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

13、，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2-3

14、m3/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

15、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，导致水力压裂无效，达不到压裂预期效果。为此，首次尝试分簇射孔压裂技术，该技术是电缆输送一次下井将射孔管串输送至目的层位，依次完成多簇射孔作业，为后续分段压裂改造创造条

16、件的射孔工艺技术。该压裂技术能实现自然选段，进一步增加裂缝数量，增大油气渗流通道，扩大泄油体积，提高改造效果和针对性。图3 分簇射孔示意图（2）国产化水利(力)喷射压裂技术由于潜山埋藏深度较深、天然裂缝发育易、一些井固井质量较差，常规压裂过程中携砂液滤失产生砂堵、砂埋封隔器，管柱提不动等现象时有发生，为此尝试国产化水力喷射技术在潜山直井的应用，以解决常规压裂不适应性。其技术原理是根据伯努利方程，将压力能转换为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流(喷嘴喷射速度大于190m/s)在地层中射流成缝，通过环空注入液体使井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下，射流出口周围流体速度最高，其压力最低，环

17、空泵注的液体在压差作用下进入射流区，与喷嘴喷射出的液体一起被吸入地层，驱使裂缝向前延伸，因井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下，压裂下一层段时，已压开层段不再延伸，因此，不用封隔器与桥塞等隔离工具，实现自动封隔。2014年以来，综合应用配套技术对潜山油藏实施压裂改造14井次，平均砂比22.6%，施工排量3-6.5m3/min，有效支撑缝长122.7米，压后平均单井初期日产液26.2方，日产油11.1吨，对比自然生产与压裂改造后的三口井（兴古7-5、马古3、马62-1-5），增产倍数达6.6倍，统计至目前，累计增油44085吨，压裂效果显著。表3 压裂施工情况统计表井号工艺技术改造类别施工排量m3

18、/min平均砂比%设计缝长mm压裂日期措施后措施增油t有效生产天数初期日产液m3初期日产油t目前日产液m3目前日产油t兴古7-20HIWAY调层321.6158.4 14.1.24354.103.12.21108兴古7-26-32常规新井4.0-6.022.412914.1.1126019.27.7调层措施中止830兴古7-26-28常规新井6.52313514.2.937932.631.331.530.910894兴古7-24-32常规新井6.323.2147.0 14.4.830929.212.33231.413556兴古7-24-28常规新井4.0-6.522.4135.0 14.6.1

19、05438.525.15.45.4276兴古7-5常规老层4.0-6.022.5124.0 14.8.4141.0 23.814.300275马古6-7-8常规调层5.421.9129.1 14.7.7139.0 9.24.52.70768兴古7-26-34常规新井3.4-5.021.6114.0 14.8.92293827.43231.49115兴古7-26-32常规调层5.522.6101.0 14.12.1894150.94443.16124兴古8常规调层5.523.4102.0 15.1.272212.35.81.40.863马古3水力喷射老层3.0-3.620.5106.0 15.3

20、.7124093.22.2264.5马62-1-5常规老层3.826.585.0 15.3.155154.37.72.2186.5兴古7-24-28常规调层5.5-5.922.3115.0 15.3.3125371612.111.8610兴古7-28-18常规新井5.522.6137.0 15.4.192741.71.77.24.7153-6.522.6122.7 25.411.51412440853.2潜山注氮气试验针对兴古7块存在的没有天然能量补充，注水注不进，压力下降快等问题，开展潜山注氮气试验，注氮气开发油气田是一种新兴的三次采油方法，它是利用氮气的特性来提高石油采收率的一门新技术。氮

21、气压缩系数大、弹性能量大、粘度低、渗透能力强，有利于保持油层压力、补充地层能量，发挥气体膨胀、降粘驱油的作用，最终达到提高采收率的目的。2014年3月开始进入现场气体实注阶段，通过一年多的非烃类气驱试验，目前累计转注8口，日注气19.0万标方，累注气2600万标方，阶段增油7635吨，增气773万方。在提高兴古7块整体开发效果，稳定区块产量，取得了较好的效果，实现了“两增两降一控制”。(1)两增：注气井组周边9口生产井初步见效，日产油由注气前的485吨上升到高峰期的560吨，平均油压由4.2MPa上升到5.4MPa。(2)两降：区块递减幅度有所减缓，月递减幅度由注气前的22.5吨/月下降到20

22、15年16吨/月。图4 兴古7主体块采油曲线地层压力降幅有所减缓，月压降由注气前的0.22MPa/月下降到目前0.1MPa/月。 图5 兴古7井静压散点变化图(3)一控制：底水锥进井数有所控制。实施兴古7块非烃类气驱以前，潜山每年都有新增油井见水，严重影响潜山稳产。从2014年3月开始启动兴古7块潜山非烃类气驱试验以来，没有新增一口见水油井，潜山底水锥进速度得到有效控制。图6 兴古潜山见水时间分布图3.3气举联作一体化管柱二次应用表4 2014年气举实施情况表序号井号日期延长自喷期天增油t备注1兴古7-H3092014.6.19261435.3气举后间开自喷生产，至2015.3.6注气2兴古7

23、-H4562014.6.2057331.62014年10月下泵生产，目前5.3/3/23103兴古7-H3012014.6.212965716.5自喷至今4兴古7-H1022014.6.2186559.9自喷至2014.9.15转注气5兴古7-H2362014.6.2300未恢复6兴古7-H2322014.6.242931084.1自喷至今（间喷）7兴古7-H3212014.7.12871142.3自喷至今（间喷）8兴古122014.7.2400未恢复9兴古7-H62014.7.31802759.1自喷至2014.12.29转注气10兴古7-H2212014.7.4285864.2气举后间喷生

24、产11兴古7-H52014.7.42844250.9自喷至今12兴古7-H3012014.8.92474192.7自喷至今13兴古7-H3092014.8.10002015.3.5转注气14兴古7-H2322014.8.12244789.7自喷至今（间喷）15兴古7-32014.8.1500未恢复16兴古7-H2652014.9.22248292.6自喷至今17兴古7-H311导2014.9.1225485.2自喷至今（间喷）18兴古7-H2342014.9.30002014.10.16转注气19兴古7-KH4662014.11.08155279.2自喷至今（间喷）合计164.431183.3

25、创新工作思路，对于潜山一批压力较高的停喷井，用原井筒中用于新井投产诱喷的气举联作一体化管柱对停喷油井进行二次气举。3.3.1技术原理气举采油是基于“U”型管原理，当地层能量不能将液体举升到地面或满足不了产量要求时，将制氮拖车与环空注气管线连接，依靠制氮车制氮，并从油套环空注入氮气，注入的氮气可以自上而下逐次通过各级气举阀深入液体内，与油层产生流体在井筒中的混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，使油管底部以上的液体重量变轻，并降低对油层的回压，从而保证油井顺利自喷生产。2014年累计实施19口井，平均延长自喷期164天，恢复日产能135.6吨，累计增油3.1万吨。在延长油井自喷期的同时，

26、又节省了高昂的作业费用。3.4小油管气举实现更深液面举升现有的气举工艺仅将原有油管改为气举阀生产，随着开采时间的延长，地层压力、井底压力、井口压力均不断降低，油管内流体流速降低，部分液体滑脱，造成油井减产甚至停喷。在深层潜山油藏上的应用具有一定的局限性。2014年，对潜山油井先行试验新型小油管气举采油工艺，通过研制小油管气举阀及配套技术，降低滑脱损失，减少耗气量，探索出一种适用于潜山油藏生产需要的举升技术，对城区油井举升方式的转变形成一定的指导意义。3.4.1技术原理将小油管携带小外径气举阀下入到井内油管中，在原井口四通上加装小四通悬挂空心抽油杆。利用地面制氮注氮设备提供的高压气源，连续向空心

27、杆内注入氮气，高压气体通过气举阀进入油管中，降低油管中流体的密度，在井底流动压力的作用下，将井筒中液体排到地面，达到气举采油的目的。该项技术的核心在于通过使用小油管来减少生产管柱的横截面积，提高流速，减少滑脱损失，从而实现深部气举。3.4.2 技术关键点小油管气举采油技术是在现有的油管四通顶端连接小油管四通及小油管挂，将小油管与原有油管之间形成密闭的环形空间，再利用小油管进行气举。在氮气气举诱喷成功后，再配备小排量天然气压缩机，减小设备噪音，降低运行成本，实现长期稳定高效生产。消防设施注氮车制氮车压井污染罐氮气进 站套管大四通小油管挂小四通油管小四通图7 小油管气举井口及地面流程（1）小油管气

28、举阀的研制小油管气举阀是一种固定式油管压力操作的气举阀，通过向波纹管充氮气来提供气举阀的关闭压力，在反举时，当油管内注气压力超过关闭压力时，波纹管被压缩带动阀杆离开阀座，使油管环空内的氮气通过阀座注入小直径油管内，达到气举采油的目的。正举时原理相同。常规气举阀长度425mm，最大外径25.2mm，工作筒最大外径要达到115mm，而小油管气举阀长度321mm，最大外径15.88mm，工作筒最大外径仅为54mm，满足下入89mm油管内的参数要求。气举阀孔小油管内过气通道小油管挂气举阀外工作筒图8 小油管气举阀及工作筒（2）小油管气举管柱配套工具的制造小油管气举阀外径小，与传统油管设备无法配套应用在

29、油井上。因此，需加工制造出能够满足小油管气举阀应用要求的配套设备，包括：小油管气举阀工作筒、小油管井口悬挂器、小油管挂井口小四通等设备。这些设备在室内试验及现场应用中，能满足小油管气举采油的生产需求。典型井例：兴古7-H202Z该井2008年1月14日新井投产，初期自喷生产，自喷期近两年半，累产油3.06万吨，气802万方，平均日产油34吨，气9200方，不产水。随着该井地层压力逐渐下降，油井停喷，随后该井尝试过电泵、小泵深抽等技术，但均没能使产能得到有效释放。通过该井的动、静态资料分析，该井具有生产气油比高、初期产量高、停喷后产能没能有效释放等特点。因此，决定试验应用小油管气举采油技术，增加

30、气举深度，放大生产压差，使该井产能得到进一步的释放。2014年12月，对该井实施了小油管气举采油技术，共设置5个气举阀，气举深度达3100米。该井累计实施气举60小时，监测液面深度达到2670m。由于没有小排量压缩机，造成氮气放空的浪费及周边的百姓干扰，因此停止了气举。该井在实施小油管气举过程中气举压力最低达到8.1MPa，累计排液130方，说明该项技术达到了气举排液的目的。3.5潜山举升配套工艺改进优化3.5.1有杆泵举升优化针对潜山现有的举升设备以及部分油井存在低产低液面的问题，我们通过论证、试验、跟踪调查，采用小泵深抽、减载深抽等技术来加深泵挂、增加沉没度、提高泵效、恢复油井产能。为减轻

31、抽油机驴头的悬点载荷，降低能耗，减少抽油杆断脱等事故的发生，开展减载深抽技术研究，通过加密油井液面监测，分析层段供液恢复能力、科学计算载荷数值，合理界定安全系数，保证了潜山深液面条件下的稳定生产。同时，使用普通H级抽油杆便可实现油井深抽甚至超深抽，解决了现有抽油设备由于加深泵挂，使得抽油机悬点额定载荷不足的难题，起到稳定或提高油井单井产量的作用。去年实施3井次，平均减少载荷23.7 KN，加深泵挂334米。 图9 减载器 图10 复合式气锚小泵深抽实施4井次，单井平均增加泵深534米，泵效平均提高了28.3%，累计增油1639吨。同时对于兴古、马古易结蜡的状况，我们采取空心杆与实心杆结合的方式

32、生产；对于一些有井斜的油井，我们采取偏磨配套工艺生产；对一些气液比较高油井应用沉降复合式气锚，有效的减少了气体影响，提高了泵效。全年实施各类深抽技术7井次，累计增油3737吨，增气66.6万方。3.5.2无杆泵举升优化由于潜山地处城区，打井位置受到限制，井眼轨迹弯曲，偏磨现象较为严重，虽然在潜山试验过电潜泵等无杆举升方式，但由于潜山下泵井产量较低，电潜泵在潜山的应用受到了极大的限制。因此，我2014年针对潜山油藏举升难点，创新性引入往复式电泵采油技术，完善形成了适合深层潜山特点的无杆泵举升技术，为满足潜山油藏深井举升需求提供了有形借鉴。油井往复式电泵采油技术是以往复式电机作为动力推动装置，直接

33、驱动管式抽油泵进行采油的新一代采油技术。其系统由往复式电机、管式抽油泵、地面控制柜三部分组成。它是通过控制电源的频率和方向，使泵下往复式电机定子产生周期交变的行波磁场，与动子的固定磁场相互作用，实现动子的往复运动，推动管式抽油泵柱塞工作，周而复始，实现抽汲。由于其间歇的工作方式，可适用于低产液量的油井，能够满足供液能力较差油井的生产需求，实现了电泵采油技术在小排量时正常工作的技术突破。通过地面调参，可保证管式抽油泵较大的充满度，并从根本上去除了冲程损失，从原理上提高了泵效，节省了耗电量。与传统游梁式抽油机对比，油井往复式电泵采油技术具有无偏磨、泵效高、耗能低、占地面积小、环保等多方面优势。图11 往复式电泵结合潜山油藏深井举升特点，对技术进行了强度适应性、抗干扰适应性、耐温适应性、清蜡方式优选、电机振动适应性五项改进。改进后在兴古7-16井和兴气9井