安塞油田见水特征分析及中高含水井增产工艺

姬 伟梁 冬黄战卫张育超牛 萌李东旭

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心，陕西延安 716000）

安塞油田见水特征分析及中高含水井增产工艺

姬 伟1梁 冬1黄战卫1张育超1牛 萌2李东旭1

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心，陕西延安 716000）

安塞油田是开发30年的“低压、低渗、低产”老油田，大量油井目前已逐步进入中高含水期开发，仅靠常规增产工艺稳产难度大。目前对中高含水井的改造较为谨慎，不同见水类型下可选工艺仍存在盲区，降水增油方向仍不明朗。针对安塞油田中高含水井不同开发特征及见水类型，开展了改变相渗压裂、堵水压裂等几种进攻性措施，以及化学堵水、二次固井等维护性措施，实践证明各项工艺在不同见水类型井的适应性存在差异，尚不存在一种工艺可解决不同见水特征下油井的降水增产问题，须因地制宜针对性地选择有效工艺方能取得较好的措施效果。

安塞油田；中高含水井；增产措施；改变相渗压裂；堵水压裂；体积压裂；二次固井

安塞油田是开发30年老油田，油层分布广、含油层系多。20世纪80年代以来，针对低含水期油井，成熟推广了暂堵压裂、水力喷射分段压裂、裂缝预处理压裂、砂岩复合酸化解堵、改性酶解堵等进攻性增产措施，平均单井增油1.1~1.3 t/d，且经过工艺体系的不断优化，措施效果及针对性不断加强。随着油藏的逐步开发，中高含水井数量逐渐增多，甚至一些高产井出现了非井筒性问题暴性水淹，导致产量递减逐渐加大，对油田上产稳产提出了挑战。

翁定为［1］通过数值模拟确定了含水30%为安塞油田区分低含水与中、高含水井的标准。其他学者［2-3］曾针对安塞油田中高含水井试验性开展了部分工艺，然而由于未从见水原因及机理全面分析，导致虽有见效井，但措施整体有效率不高。因此，在分析油藏见水特征的基础上研究针对性工艺，可在提高措施有效率的同时，促进油田的持续稳产。

1 见水特征

1.1 见水原因

安塞油田长6油藏具有双重介质渗流特征，孔隙渗流为主、裂缝渗流为辅，油井含水上升主要受油藏非均质性、裂缝分布、注水开发3个方面的影响。1.1.1 非均质性影响 平面上安塞油田长6油藏主砂体为分流河道，高渗方向与砂体走向一致。从水驱规律来看，同一储层受沉积微相影响，渗透性在平面上表现出各向异性，但总体受沉积微相的类型和井网配置关系影响，注水沿砂体主向推进快，侧向见效受到限制。通过对王窑28个井组水驱前缘测试发现，水驱前缘波及面呈不规则的长条状，水驱主流方向较为明显，基本上都呈北东－南西走向。在剖面上长6油藏部分区域多油层发育，由于层间或层内的隔夹层分布不稳定，砂体垂向叠置、侧向叠加等增加了储层剖面上的非均质性，部分井由于单层见水从而造成油井含水上升或水淹。

1.1.2 裂缝分布影响 根据地面露头、岩心观察及微地震开发测井、构造应力场研究的大量资料证实，长6油藏天然微细裂缝发育，具有明显的方向性，多数出现1条直立缝，少数出现2~3条一组的平行直立缝或2条正交缝。根据95口井的岩心观察，有40口井存在天然裂缝。而人工裂缝主要平行于水平最大主应力方向，约NE65°，以垂直缝为主，平均缝长180 m左右。受裂缝和井网分布的影响，注入水单向突进，主侧向油井矛盾突出：侧向井水驱效果差，甚至长期不见效，而主向井含水快速上升或水淹。

1.1.3 注水开发影响 安塞油田自20世纪90年代开始全面注水开发，累计注采比达到1.74，部分老区块地层存水率达到0.9。随着注水时间的延长，受地层压力及物性的变化影响，侧向区域也逐步受效，含水逐步上升，且上升符合S型曲线，即：初期含水上升率小，但含水率接近50%时，含水上升率为一极大值。安塞长6油藏目前综合含水41.5%，含水上升率3.6%，油田进入含水快速上升阶段。

1.2 见水类型

1.2.1 裂缝型 动态上表现出注入水沿裂缝方向快速推进，主向油井含水上升速度快，甚至快速水淹。根据精细油藏描述成果，侧向剩余油富集且以条带状连片分布。

1.2.2 孔隙–裂缝型 动态表现为油井见效后保持长期的稳产，但随着注水时间的延长，区域见水井增多，且表现出明显的方向性。

1.2.3 孔渗型 孔隙渗流区内水驱相对均匀，油井见水后稳产期较长，无明显来水方向，见水周期长，基本在1 000 d以上，见水后含水缓慢上升。

2 研究思路

根据安塞油田油井不同见水原因及见水类型，结合不同动态表现特征，有针对性地开展了相关技术对策研究。通过近几年的总结完善及效果分析，形成了因地制宜的工艺参数及技术体系（图1）。

图1 控水增油研究技术路线

3 进攻性工艺

进攻性工艺是指根据区块地质特征及目前开发现状，对油井采取积极的储层改造措施，以达到提液增油或降水增油的目的。此类工艺能较快上产，解决因地层堵塞、渗流能力下降、单层可采储量下降等因素引起的油井减产问题。安塞油田针对中高含水井不同见水类型，试验开展了改变相渗压裂、堵水压裂及与混合水体积压裂相关的复合型工艺。

3.1 改变相渗压裂

3.1.1 作用机理［1］利用RPM聚合物分子亲水性特点，吸附在储层岩石表面后形成选择性屏障，未被吸附部分可在水中伸展，起到增加水相流动阻力、降低水相渗透率的目的。改变相渗压裂液以前置小排量注入，压裂时控制加砂规模，采取“小排量、小液量、低砂比”的方式防止裂缝过度延伸沟通水线。

3.1.2 应用效果 在底水发育油藏老井共计53井次开展了改变相渗压裂，有效率92.4%，平均单井日增油1.05 t，含水平均上升4.4%，比常规重复压裂低9.6个百分点。2011—2013年在加密区新井推广应用17井次，单井产能增加0.5 t/d，含水下降12%。

3.1.3 工艺评价 从其应用效果来看，能够对底水发育油藏中含水40%~70%油井及孔渗型见水井起到较好效果，对裂缝型及孔隙–裂缝型见水井效果一般，工艺存在一定的局限性，可选择性开展。

3.2 堵水压裂

3.2.1 作用机理［2］该工艺是从油井注入高强度、与地层胶结程度高的复合型堵剂，并将其顶替至裂缝深部，对近井裂缝进行封口，后通过“小砂量、大排量、小砂比、大液量”的混合水体积压裂，实现造新缝挖潜侧向剩余油的目的。安塞油田前期试验了先压后堵及先堵后压2种堵水改造工艺，前者提液增油水平较差，目前基本不再实施；后者提液降水的效果较好，目前应用较多，且常与暂堵压裂工艺配合开展。

3.2.2 应用效果 2012—2013年共在5口井开展此类措施，有效率80%，措施后含水平均下降19.3%，平均单井日增油2.05 t。其中一口无效井由于未做示踪剂跟踪测试，仅根据对应小层注入水突进断定见水方向，导致措施后未有效封堵见水层，反使原裂缝继续扩大，措施后含水100%。

3.3 缝内暂堵+体积压裂

3.3.1 作用机理 该工艺适用于孔渗型含水低于40%以下油井。通过对孔渗型见水井渗流通道进行缝内封堵，在近井地带憋起高压，迫使裂缝转向造新缝，从而对侧向剩余油进行挖潜，提高泄油面积［4］。前期通过小排量暂堵压裂，后采用大规模的混合水体积压裂。“大砂量、大液量、大排量、低砂比”的改造模式使得在造新缝过程中，形成了更大储层改造体积的裂缝网格，提液增油的效果更为明显［5］。

3.3.2 应用效果 2013年共实施该工艺13口井，平均单井日增液3.23 m3，平均单井日增油1.62 t，但含水较措施前增加了近10个百分点。王100-A井井下微地震监测结果表明，措施后该井裂缝带宽、缝高分别增大了20%、26%。

3.3.3 工艺评价 该工艺对降水作用不大，但提液效果明显。多方向见水井经该工艺改造后，在控制裂缝缝长延伸基础上，增加了裂缝带宽，对于试油压裂时单砂体动用程度较低油井效果较好。

3.4 定向射孔转向压裂

3.4.1 作用机理［3］该工艺是通过测井手段首先确定剩余油方位，再利用堵剂封堵已射开的高含水层段，继而利用陀螺测斜仪定向优化射孔，最后通过优化参数控制改造规模进行压裂。裂缝的开启，须保证具备一定的缝内净压力［4］。由于射孔方位与最大主应力方向呈一定夹角时，易形成转向裂缝，且射孔方位相对于应力差而言对转向裂缝的角度影响更大，开展固定方位的射孔结合转向压裂，对缝网的形成有积极的构建作用（图2）。

图2 定向射孔转向压裂示意图

3.4.2 应用效果 王102-A井为塞130区早期高产井，2004年见水后一直高含水，采出程度仅12.5%。设计对长611-2用高强度凝胶封堵，同时对NE120°方向（与最大主应力方向夹角30°）采用定向射孔打开长611-3层顶部，并通过大排量压裂延伸到长611-2层，形成新的转向裂缝。措施后含水14.2%，日增油1.68 t，截止目前已见效523 d。

3.4.3 工艺评价 该工艺在见水方向明显的区块，对采出程度低、侧向剩余油富集的孔隙–裂缝型中高含水井有较好的工艺适用性。

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进攻性工艺是安塞油田措施上产的主要手段，大约占据每年措施工作量的80%左右。目前安塞油田针对中高含水井的工作量占全部进攻性措施的25%左右，随着中高含水井数量的增多，该比例将逐年增大。要提高措施有效率，延长措施有效期，仍须从精细油藏地质描述、明确剩余油分布为基础，通过完善注采开发井网、细分注采对应关系确保地层能量保持，以提高油田最终采收率。

4 维护性工艺

维护性工艺指根据油井生产需要采取的恢复油水井正常生产能力的被动性措施。近年来，安塞油田通过不断优化工艺体系，优选适用配方，试验开展了强调堵剂体系的化学堵水及针对套损井见地层水的二次固井工艺，取得了一定的成效。

4.1 化学堵水

4.1.1 作用机理 结合剖面测试及水驱前缘测试，建立“动态监测+动态分析+IPI决策”的综合选井技术，该技术消除了储层本身泄压能力对压降曲线的影响，反映优势通道形成前后储层渗透率的动态变化，并依据现场测试压降曲线特征，归纳出3类不同渗流形态（图3），提高了调剖选井的针对性。不同见水类型化学堵水工艺治理思路见表1。

图3 压降曲线判断见水类型法

表1 安塞油田化学堵水技术思路

4.1.2 措施效果 根据动态选井方法明确施工井后，选择不同见水类型下的堵剂体系，表现出了较好的降水增油效果。每年工作量保持在15口左右，平均单井当年累计增油185 t，油井见效比达到50.5%。4.1.3 工艺评价 通过建立不同见水类型下堵剂体系，提高了措施针对性及效果，可在进一步优化堵剂体系基础上，逐步推广应用。

4.2 二次固井

4.2.1 作用机理 通过向套管外挤水泥的方式，将水泥浆返至地面，实现对油水井的二次固井治理。该工艺一方面消除了套损井对浅层水的环保隐患，另一方面恢复了套损井的正常生产。

4.2.2 应用效果 近年来共实施二次固井工艺75井次，施工有效率97.3%，有效井均恢复正常生产。4.2.3 工艺评价 安塞油田2005年以前建产井，水泥返高仅位于油层段以上200 m，二次固井能对套损井做到根本性治理，节省了频繁更换封隔器的成本，是目前安塞油田套损井治理的主体工艺。

维护性措施虽然每年约占全年措施工作量的20%左右，但其作用却关系到油井能否正常生产。诸类工艺需要不断优化工艺方式及体系，并结合工程测井、示踪剂跟踪及动态决策技术明确措施方向。

5 结论

（1）导致安塞油田中高含水井增多的3大因素为储层非均质性、裂缝发育及注水开发影响，其中非均质性与裂缝发育为主要因素。试验性应用了几种降水增油工艺，实践证明各工艺针对性较强，应根据不同见水类型，因地制宜地选择适用工艺。

（2）针对孔渗型及底水发育油藏，改变相渗压裂、缝内暂堵+体积压裂、化学堵水等工艺表现出了较好的工艺适用性；堵水压裂应用于大孔道或裂缝型见水井，通过堵剂封堵老裂缝同时压新缝，可以起到良好的降水增油的作用；对于孔隙–裂缝型等见水方向明显的油井，定向射孔压裂能通过转向裂缝实现对侧向或未动用层的剩余油挖潜；通过选择不同堵剂体系，可通过化学堵水工艺开展不同见水类型油水井降含水双向治理；对水泥返高较低的套损井，二次固井工艺措施效果较好。

（3）若保持措施有效率及一定有效期，仍需要以精细地质研究、明确剩余油分布为基础，通过完善注采开发井网、细分注采对应关系确保地层能量保持，以提高油田最终采收率。

［1］翁定为，蒋廷学，焦亚军，等.安塞油田改变相渗压裂液重复压裂现场先导试验［J］.油气地质与采收率，2009，26（2）：103-107.

［2］邱家友，黄战卫.低渗透油田高含水油井堵水压裂试验与优化［J］.石油化工应用，2013，32（9）：39-43.

［3］唐梅荣，赵振峰，李宪文，等.多缝压裂新技术研究与试验［J］.石油钻采工艺，2010，32（2）：71-75.

［4］达引鹏，李志航，姚百胜，等.安塞油田中高含水期油井重复压裂技术研究与应用［J］.石油地质与工程，2008，22（2）：74-77.

［5］李宪文，张矿生，樊凤玲，等.鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验［J］.石油天然气学报，2013，35（3）：142-146，152.

（修改稿收到日期 2014-08-28）

〔编辑 朱 伟〕

Analysis of water breakthrough features in Ansai Oilfield and production increase technology for medium-high water cut wells

JI Wei1, LIANG Dong1, HUNG Zhanwei1, ZHANG Yuchao1, NIU Meng2, LI Dongxu1
（1.No.1Oil Production Plant of Changqing Branch,CNPC,Yan’an716000,China;2.Research Center of Exploration and Development,Yanchang Oilfield Corp.Yan’an716000,China）

Ansai Oilfield is a matured oilfield of low pressure, low permeability and low production which has been developed for 30 years;a large number of oil wells are now in medium-high water cut development stage, so it is very difficult to maintain stable production only by conventional production increasing technologies.At present, it is still prudent to stimulate the medium-high water cut oil wells, there is still blind spot in optional technology under different water breakthrough types, and the direction of reducing water cut and increasing oil production is not yet clear.In view of the different development features of medium-high water cut oil wells and different water breakthrough types in Ansai Oilfield, some aggressive measures were implemented such as fracturing by changing relative permeability and water-plugging fracturing as well as maintenance measures like chemical water plugging and the second cementing, etc.The practice shows that various technologies are different in adaptability to different water breakthrough types, and there is no one technology which can solve the problem of reducing water cut and increasing oil production under different water breakthrough features.So selecting the proper technology which suits the actual conditions can achieve the satisfactory results.

Ansai Oilfield;medium-high water cut well;stimulation;fracturing by changing the relative permeability;waterplugging fracturing;volume fracturing;the second cementing

姬伟，梁冬，黄战卫，等.安塞油田见水特征分析及中高含水井增产工艺［J］.石油钻采工艺，2014，36（6）：86-89.

TE357

：B

1000–7393（2014） 06–0086–04

10.13639/j.odpt.2014.06.021

长庆油田分公司科研项目“老油田油井控水增油技术研究与应用”（编号：2012180012362）。

姬伟，1985年生。2010年毕业于成都理工大学，从事油气田开发与增产措施工作，硕士，工程师。电话：18700152198。E-mail：jw888_cq@petrochina.com.cn。