·54·开采工艺钻采工艺2010年6月June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
低渗透油田老井综合挖潜的应用
任雁鹏，王小文，王忍峰，马托
（川庆钻探公司工程技术研究院压裂酸化研究所）
2010，33（增）：54－58任雁鹏等．低渗透油田老井综合挖潜的应用．钻采工艺，
摘要：鄂尔多斯盆地低渗油藏石油资源潜力巨大，随着开发程度的提高，低渗透油藏稳产难度越来越大。
在开发特征上主要表现为：注入水方向性明显、采油指数降低、储层不同程度的堵塞，通过油藏模拟和检查井取心观察表明；剩余油分布主要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完善区域。在系统分析低渗透油藏中后期开发特征以及剩余油分布规律的基础上，根据对长庆油区低渗透油藏开发状况的认识，提出了相应的老井挖潜
油井堵水技术、酸性压裂液技术，并在现场应用中取得了良好的增产效果。这些老井综对策：缝内转向压裂技术、
合挖潜技术的应用对挖掘油藏潜力，提高长庆低渗透油藏整体开发效果具有重要作用。
关键词：低渗透油田；老井挖潜；剩余油分布
中图分类号：TE 313文献标识码：A DOI ：10．3969/j．issn．1006－768X．2010．增．012
经过多年的生产实践、研究，长庆油田在鄂尔多
斯盆地逐步形成了低渗、特低渗油藏勘探、开发配套
－32技术，实现了1．0×10μm 上的油藏有效开发，
2008年油气生产当量已突破2500×104t ，规划在发效果具有重要的意义。一、长庆区域低渗透油田中后期的开发特征
1．注入水方向性明显，水线井易水淹、侧向井不见效
受储层低渗、微裂缝发育、水力压裂投产等因素
共同作用，注入水具有明显方向性，注入水沿水线方
向推进速度较快，最快达到2～7m /d。在生产动态
上表现为：水线方向井注水见效快，但易水淹，采收
率低；水线侧向井注水难以见效，甚至长期注水不见
效，长期处于低产低效开发状态。如坪桥区目前平
均单井产能仅1．50t /d，综合含水19．3%，采出程度
为4．85%，见效程度为50．7%（见表1）。2015年实现年产油气当量5000×104t ，在此期间，油田老区的稳产、老井的综合挖潜对于远景规划的实现具有重要的支撑作用。83长庆油区所辖的2×10t 级储量的安塞油田、×108t 级储量的靖安油田，分别为我国最早开发和最大的低渗透油田，随着油藏开发程度的提高，低渗透油藏的稳产难度越来越大。因此，研究低渗透油藏中后期的开发特征、分析剩余油分布规律，并提出针对性的挖潜技术，对提高长庆油田低渗透油藏开
表1
2001
项目平均地
层压力
/MPa
裂缝主向油井
裂缝侧向油井
平均10．36．247．02压力保持水平/%124．175．284．6安塞油田坪桥区压力对比表2002平均地层压力/MPa10．496．416．94压力保持水平/%126．477．283．62003平均地层压力/MPa9．426．636．92压力保持水平/%11479．883．42004平均地层压力/MPa10．97．47．8压力保持水平/%13189．294．0
2．采油指数降低，产量递减快，油藏稳产难度大
随着含水率的上升，无因次采油指数急剧下降，
收稿日期：2010－04－25中含水期一般无因次采油指数保持在0．4～0．5左右，产油量年综合递减10%左右，油藏稳产难度大。
1993年毕业于中国石油大学（华东），作者简介：任雁鹏（1968－），现为川庆工程技术研究院压裂酸化研究所所长，从事石油工程、油气开
E －mail ：rafuel@tom．com 采的研究工作。地址：（710018）陕西西安，电话：029－86591238，
第33卷
Vol．33增刊钻采工艺DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY ·55·如开发时间较长的安塞油田王窑区，目前采出
程度10．66%，综合含水由29．0%上升到45．0%，采
33液指数由0．88m /d·MPa 下降到0．49m /d·
33MPa ，采油指数由0．69m /d·MPa 下降到0．28m /靖安油田水驱油试验资料表明：长6储层无水期驱油效率23．2%，含水95%时的驱油效率41．1%（注入倍数1．458PV ），含水98%时的驱油效率46．2%（注入倍数3．236PV ），最终驱油效率53．5%
（注入倍数13．538PV ）（见表2）。d ·MPa 。
表2
岩品气测渗透率孔隙度
/块
2
4
2
1
9/10－3μm 22．9350．2670．8951．7101．16/%14．712．912．713．813．3靖安油田长6储层水驱油试验数据表孔隙利用系数0．302－0．4830．4080．395含水95%时驱油效率/%37．236．448．353．714．1注入倍数/PV1．7650．9052．4900．9901．458含水98%时驱油效率/%43．741．2
53．556．946．2注入倍数/PV4．1201．7155．2003．6203．236最终期驱油效率/%51．445．966．761．353．5注入倍数/PV12．65312．04519．3969．97213．583束缚水残余油无水期饱和度/%41．140．027．533．536．7饱和度/%28．832．524．325．729．1驱油效率/%16．816．440．029．323．2井号层位34－4236－3036－29132平均值长6长6长6长6长6
3．经过长期的开采，储层不同程度的存在伤害
长庆低渗透油田经过了将近二十年的开发，在
开发过程中不可避免的会造成储层伤害。这主要表
现在三个方面：①储层压力系统、温度、流体性质
都发生了一定的改变，这些都容易造成储层结垢；②
修井以及储层的重复改造过程中，外来流体、杂质对
储层的伤害；③常年的注水开发，黏土的水化、膨胀、
运移也造成了一定的储层堵塞。为了研究裂缝井区注入水波及状况，检查油井1995年在与裂缝垂距为120见水后油层水洗程度，m 处钻塞检1井，取心后现场岩心观察，油层未水洗，室内化验分析及测井解释结果为含油饱和度处于原始水平。1997年1月投产后，生产效果较好（见图3）。
二、剩余油分布规律
1．油藏模拟
华池152区长3油层油藏模拟结果显示（图
1），低渗且具有微裂缝储层，压裂投产注水开发中
后期，其含油饱和度在平面上分布不均，井网不完善
区、裂缝侧向含油饱和度高。平面上剩余油分布主
要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完
善区域。
在河道砂主体两侧，由于储层物性变差，注入水
总是优先进入河道，直到河道方向压力梯度变小才
向河道两侧扩展，所以在河道砂主体两侧形成剩余
油富集区。
在注水水线明显的区域，往往天然裂缝发育，水
线方向井易水淹，而侧向井则见不到注水效果，在水
线两侧形成剩余油富集区。
2．检查井取心观察
塞检1井是安塞油田第一口检查井，井位如图
2所示。通过注硫氰酸氨示踪剂试验，证实了王12
－21～11－22～11－23之间存在裂缝。
·56·钻采工艺2010年6月
June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
塞检1井分析结果更进一步证实，裂缝发育区
由于注入水裂缝方向窜流，侧向基质砂岩岩性致密、
物性差，注入水波及范围小，裂缝侧向水驱储量动用
程度低，剩余油富集。裂缝发育区油水运动及剩余
油分布规律主要受裂缝控制
。缝内转向压裂技术的基本原理是借助于缝内转向剂的加入和压裂施工参数的综合控制，在主裂缝内形成桥堵，产生升压效应，形成高压环境，摆脱地应力对裂缝方向的控制，实现裂缝转向，形成新的支裂缝，或沟通更多微裂缝，使压裂裂缝能沟通原油富
集区，或向注水水线靠近，从而达到油井在增产的同
时保持稳产。
CQZ 研究开发的暂堵剂有3种型号：CQZ －1、
CQZ －3。针对不同的油井和地层，－2、将这3种型
号的暂堵剂按一定比例组合搭配使用。暂堵剂的性
能、规格见表3。
利用嵌入式人工裂缝实时监测技术对西205井
区压裂井裂缝形态进行检测，裂缝监测结果证明，加
入暂堵剂前后裂缝的延伸方位、高度及裂缝的形态
转向压裂工艺的应用和暂堵剂的都有明显的变化，
三、老井挖潜技术
1．缝内转向压裂工艺技术
针对水线侧向井注水难以见效、长期低产低效
的开发状态，在低效侧向井上采用缝内转向重复压
以达到侧向引效、沟通剩余油富集区的目裂技术，
的。加入，可以提高裂缝内净压力，实现裂缝的转向。例55－24井的监测结果表明（见图4、如，图5），压裂过程中产生了三条裂缝。首先产生北东向主裂缝1，然后在该裂缝的东翼约30m 处产生裂缝2，该裂缝近东西向，最后在裂缝西翼约20m 处产生裂缝3，该裂缝为北西向。裂缝1总长183．5m ，裂缝2总长73．5m ，裂缝3总长45．5m 。裂缝总体影响高
度为17．1m ，裂缝产状为垂直。
表3
名称
CQZ －1
CQZ －2
CQZ －3规格/mm1～22～2．82．9～3．8外观颜色暗红色暗红色暗红色暂堵剂性能参数密度/g·cm 1．1～1．21．1～1．21．1～1．2－3油溶指标标准状况下，煤油30min 完全溶标准状况下，煤油35min 完全溶标准状况下，煤油40min 完全溶
2．油井堵水技术
在油田注水开发过程中由于裂缝发育或者人工
裂缝延伸，部分油井含水上升快或暴性水淹情况严
据2007年统计数据，综合含重。以西峰油田为例，
水25．4%，平均单井日产油2．4t ，区块含水上升较
快，有见水井421口，日损失产能771t ，其中裂缝型
见水井183口，日损失产能544t ，占损失产能的
70．6%。
油井水淹后给油藏的后续开发造成极大的困
难。首先，储量控制程度下降，水驱效率降低，注入
水沿裂缝单向突进，侧向井见效慢，水驱效率降低；
其次，有效的压力驱替系统难以建立，平面上压力分
布不均。
为改变这种现状，自2007年起开展了油井堵水
工艺技术研究。通过对见水方向、窜流通道识别等方面理论研究及实践应用，建立起一套可行的工艺方法并在实际中得以验证，研究开发了三种堵剂：弱凝胶DQ －1堵水剂、智能凝胶LDN －1堵水剂、高强封堵剂LDN －2（见图6）。DQ －1：堵剂为白色黏稠状液体，pH 为7～8，黏度为20～50mPa ·s ，可在10℃～90℃内成胶，成胶后可挑起，无固定形态，黏壁性好，可解除。LDN －1：可在10℃～90℃内成胶，成胶时间可控性强，成胶后为弹性固体，有一定的吸水膨胀性能，耐酸碱，难解除。LDN －2：是由低分子物质通过缩聚反应产生的成胶时间可高分子物质。可在10℃～90℃内成胶，控性强，有固定形态，强度好，耐酸碱，难解除。3．酸性压裂液技术由于多年的生产，老井普遍存在裂缝导流能力
第33卷
Vol．33增刊钻采工艺DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY ·57·下降和储层结垢堵塞的现象，单一的加砂压裂或者
酸化措施很难取得预期的增产效果，基于这种现状
自主研发了集压裂、酸化技术优点于一身的酸性压
裂液体系。
该压裂液体系具有如下技术特点：
（1）遇原油或被地层水稀释时自动破胶，无残
渣，储层伤害小，室内岩心伤害低于15%，部分岩心渗
透率得到了改善（岩心伤害试验结果见表4～表6）
。
（2）可与不同类型的酸体系混配，酸浓度最高
可达20%，极大的丰富了压裂液的功能，实现了压
裂和酸化的联作。
（3）可实现连续混配，以及措施后不用抽汲的
特点，施工成本大大降低
。
表4
层位井号编号
1－88－66－1
H1021－88－66－2
2－95－33－1
2－95－33－2
3－44－29－1
长2H1053－44－29－2
3－44－35－1
3－44－35－2
2－35－6－1
S4302－35－6－2
2－35－33－1
2－35－33－2长2层岩心伤害试验结果孔隙度/%13．813．815．615．918．218．218．91914．21414．614．5空气渗透率/×10－3μm 20．8160．8271．9631．92988．91890．16152．2147．545．1675．2197．9097．72油驱渗透率/×10－3μm 20．540．531．2471．26773．21975．632147．25138．562．3613．2545．9274．687伤害率/%5．531．20．5－3－5－12．1－5．110．58．56．63．6岩心长度/cm3．1213．2532．8882．7333．9764．1093．9374．0323．753．7484．013．926
·58·钻采工艺2010年6月
June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
表5
层位井号编号
1－2－38－1
1－2－38－2
1－2－38－3
1－2－38－4
1－15－38－1
1－15－38－2
4－10
表6
层位井号岩心编号
17－85－86/161－1
长8Z13317－85－86/161－2
17－85－86/161－5
17－85－86/161－6
X261117长6层岩心伤害试验结果岩心长度/cm4．2874．5124．2624．1823．3323．2725．6孔隙度/%9．69．59．49．910．911．212．3空气渗透率/×10－3μm 20．2330．1150．120．220．2660．311．309油驱渗透率/×10－3μm 20．0840．0690．0530．0740．0690．0820．459伤害率/%10．111．49．810．611．37．412长6Y134－22Q90－891长8层岩心伤害试验结果岩心长度/cm4．0843．9564．4524．3242．59孔隙度/%15．1514．0314．4313．728．37渗透率/×10－3μm 21．6770．5220．9020．5110．1432油驱渗透率/×10－3μm 20．740．2190．4280．27饱和盐水伤害率/%5．86．30013．7四、现场应用效果
缝内转向压裂技术在长庆安塞、陇东、姬塬等油
4已累计增油22×10t ，有效田老井共运用407口井，水淹井采用油井堵水技术，在水线侧向不见效井采用缝内转向压裂技术，均取得好的控水增油效果。（4）应用酸性清洁压裂液技术，大大降低了措施过程中的储层伤害，实现了压裂和酸化的联作，起
到了改善原裂缝导流能力和解除储层垢物堵塞伤害的双重作用，在老井改造中增产效果突出。
参考文献
［1］王道富．鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术［M ］．石
2003．08．油工业出版社，
［2］宋振云，任雁鹏，等．The Technique and Application of
Temporary Plugging Re －fracturing in Changqing Low Permeable Oil Field ，World Petroleum Congress 1st Youth Forum Proceedings ，Published By Petroleum Industry＆Beijing Kehai Electronic Press．
［3］王弄娟．人工压裂形成多裂缝的可能性研究［J ］．石油
2002，06．勘探与开发，
［4］陈付星．特低渗透油层岩心水驱油效率的实验研究［A ］．低渗透油气田理论与实践［C ］．北京：石油工业
1998．出版社，
［5］［美］米卡尔．J．埃克诺米得斯，肯尼斯．G．诺尔特著，
M ］．北京：石油工业出版张保平，等译．油藏增产措施［
2002．社，
［6］徐同台．保护油气层技术［M ］．北京：石油工业出版社，
2003．
［7］张荣明，林士英，李柏林．粘弹性表面活性剂压裂液的
J ］．河南石油，2006，20（3）．研究应用现状分析［
［8］刘富．低渗透油藏压裂液研究与应用［J ］．石油天然气
2006，28（4）：124－127．学报，（编辑：黄晓川）天数394d ，部分井已取得了有效天数和累计增油“双过千”的佳绩。2006～2008年在安塞油田、酸性压裂液技术，靖安油田、西峰油田、姬塬油田和超低渗陇东油田现场运用已达120口井，施工层位涵盖了鄂尔多斯盆地的全部产油层系。其中重复压裂53口，截止到2008年12月，累计增油量20633．88t ，措施成功率达到96%以上，措施有效率达到90．6%。油井堵水技术，在西峰油田、靖安油田现场应用12口井，截至2009年5月，累计增油1612．5t ，措施成功率达到100%。五、结论（1）随着开发程度的提高，低渗透油藏稳产难度越来越大。在开发特征上主要表现为，注入水方向性明显，水线方向井注水见效快，但易水淹；水线侧向井长期处于低产低效开发状态；随着产水率的采油指数降低；储层渗流能力逐渐降低，不同升高，程度的存在堵塞。（2）油藏模拟和检查井取心观察结果表明：剩余油分布主要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完善区域。（3）针对水线方向明显的开发特点，在裂缝性
·54·开采工艺钻采工艺2010年6月June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
低渗透油田老井综合挖潜的应用
任雁鹏，王小文，王忍峰，马托
（川庆钻探公司工程技术研究院压裂酸化研究所）
2010，33（增）：54－58任雁鹏等．低渗透油田老井综合挖潜的应用．钻采工艺，
摘要：鄂尔多斯盆地低渗油藏石油资源潜力巨大，随着开发程度的提高，低渗透油藏稳产难度越来越大。
在开发特征上主要表现为：注入水方向性明显、采油指数降低、储层不同程度的堵塞，通过油藏模拟和检查井取心观察表明；剩余油分布主要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完善区域。在系统分析低渗透油藏中后期开发特征以及剩余油分布规律的基础上，根据对长庆油区低渗透油藏开发状况的认识，提出了相应的老井挖潜
油井堵水技术、酸性压裂液技术，并在现场应用中取得了良好的增产效果。这些老井综对策：缝内转向压裂技术、
合挖潜技术的应用对挖掘油藏潜力，提高长庆低渗透油藏整体开发效果具有重要作用。
关键词：低渗透油田；老井挖潜；剩余油分布
中图分类号：TE 313文献标识码：A DOI ：10．3969/j．issn．1006－768X．2010．增．012
经过多年的生产实践、研究，长庆油田在鄂尔多
斯盆地逐步形成了低渗、特低渗油藏勘探、开发配套
－32技术，实现了1．0×10μm 上的油藏有效开发，
2008年油气生产当量已突破2500×104t ，规划在发效果具有重要的意义。一、长庆区域低渗透油田中后期的开发特征
1．注入水方向性明显，水线井易水淹、侧向井不见效
受储层低渗、微裂缝发育、水力压裂投产等因素
共同作用，注入水具有明显方向性，注入水沿水线方
向推进速度较快，最快达到2～7m /d。在生产动态
上表现为：水线方向井注水见效快，但易水淹，采收
率低；水线侧向井注水难以见效，甚至长期注水不见
效，长期处于低产低效开发状态。如坪桥区目前平
均单井产能仅1．50t /d，综合含水19．3%，采出程度
为4．85%，见效程度为50．7%（见表1）。2015年实现年产油气当量5000×104t ，在此期间，油田老区的稳产、老井的综合挖潜对于远景规划的实现具有重要的支撑作用。83长庆油区所辖的2×10t 级储量的安塞油田、×108t 级储量的靖安油田，分别为我国最早开发和最大的低渗透油田，随着油藏开发程度的提高，低渗透油藏的稳产难度越来越大。因此，研究低渗透油藏中后期的开发特征、分析剩余油分布规律，并提出针对性的挖潜技术，对提高长庆油田低渗透油藏开
表1
2001
项目平均地
层压力
/MPa
裂缝主向油井
裂缝侧向油井
平均10．36．247．02压力保持水平/%124．175．284．6安塞油田坪桥区压力对比表2002平均地层压力/MPa10．496．416．94压力保持水平/%126．477．283．62003平均地层压力/MPa9．426．636．92压力保持水平/%11479．883．42004平均地层压力/MPa10．97．47．8压力保持水平/%13189．294．0
2．采油指数降低，产量递减快，油藏稳产难度大
随着含水率的上升，无因次采油指数急剧下降，
收稿日期：2010－04－25中含水期一般无因次采油指数保持在0．4～0．5左右，产油量年综合递减10%左右，油藏稳产难度大。
1993年毕业于中国石油大学（华东），作者简介：任雁鹏（1968－），现为川庆工程技术研究院压裂酸化研究所所长，从事石油工程、油气开
E －mail ：rafuel@tom．com 采的研究工作。地址：（710018）陕西西安，电话：029－86591238，
第33卷
Vol．33增刊钻采工艺DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY ·55·如开发时间较长的安塞油田王窑区，目前采出
程度10．66%，综合含水由29．0%上升到45．0%，采
33液指数由0．88m /d·MPa 下降到0．49m /d·
33MPa ，采油指数由0．69m /d·MPa 下降到0．28m /靖安油田水驱油试验资料表明：长6储层无水期驱油效率23．2%，含水95%时的驱油效率41．1%（注入倍数1．458PV ），含水98%时的驱油效率46．2%（注入倍数3．236PV ），最终驱油效率53．5%
（注入倍数13．538PV ）（见表2）。d ·MPa 。
表2
岩品气测渗透率孔隙度
/块
2
4
2
1
9/10－3μm 22．9350．2670．8951．7101．16/%14．712．912．713．813．3靖安油田长6储层水驱油试验数据表孔隙利用系数0．302－0．4830．4080．395含水95%时驱油效率/%37．236．448．353．714．1注入倍数/PV1．7650．9052．4900．9901．458含水98%时驱油效率/%43．741．2
53．556．946．2注入倍数/PV4．1201．7155．2003．6203．236最终期驱油效率/%51．445．966．761．353．5注入倍数/PV12．65312．04519．3969．97213．583束缚水残余油无水期饱和度/%41．140．027．533．536．7饱和度/%28．832．524．325．729．1驱油效率/%16．816．440．029．323．2井号层位34－4236－3036－29132平均值长6长6长6长6长6
3．经过长期的开采，储层不同程度的存在伤害
长庆低渗透油田经过了将近二十年的开发，在
开发过程中不可避免的会造成储层伤害。这主要表
现在三个方面：①储层压力系统、温度、流体性质
都发生了一定的改变，这些都容易造成储层结垢；②
修井以及储层的重复改造过程中，外来流体、杂质对
储层的伤害；③常年的注水开发，黏土的水化、膨胀、
运移也造成了一定的储层堵塞。为了研究裂缝井区注入水波及状况，检查油井1995年在与裂缝垂距为120见水后油层水洗程度，m 处钻塞检1井，取心后现场岩心观察，油层未水洗，室内化验分析及测井解释结果为含油饱和度处于原始水平。1997年1月投产后，生产效果较好（见图3）。
二、剩余油分布规律
1．油藏模拟
华池152区长3油层油藏模拟结果显示（图
1），低渗且具有微裂缝储层，压裂投产注水开发中
后期，其含油饱和度在平面上分布不均，井网不完善
区、裂缝侧向含油饱和度高。平面上剩余油分布主
要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完
善区域。
在河道砂主体两侧，由于储层物性变差，注入水
总是优先进入河道，直到河道方向压力梯度变小才
向河道两侧扩展，所以在河道砂主体两侧形成剩余
油富集区。
在注水水线明显的区域，往往天然裂缝发育，水
线方向井易水淹，而侧向井则见不到注水效果，在水
线两侧形成剩余油富集区。
2．检查井取心观察
塞检1井是安塞油田第一口检查井，井位如图
2所示。通过注硫氰酸氨示踪剂试验，证实了王12
－21～11－22～11－23之间存在裂缝。
·56·钻采工艺2010年6月
June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
塞检1井分析结果更进一步证实，裂缝发育区
由于注入水裂缝方向窜流，侧向基质砂岩岩性致密、
物性差，注入水波及范围小，裂缝侧向水驱储量动用
程度低，剩余油富集。裂缝发育区油水运动及剩余
油分布规律主要受裂缝控制
。缝内转向压裂技术的基本原理是借助于缝内转向剂的加入和压裂施工参数的综合控制，在主裂缝内形成桥堵，产生升压效应，形成高压环境，摆脱地应力对裂缝方向的控制，实现裂缝转向，形成新的支裂缝，或沟通更多微裂缝，使压裂裂缝能沟通原油富
集区，或向注水水线靠近，从而达到油井在增产的同
时保持稳产。
CQZ 研究开发的暂堵剂有3种型号：CQZ －1、
CQZ －3。针对不同的油井和地层，－2、将这3种型
号的暂堵剂按一定比例组合搭配使用。暂堵剂的性
能、规格见表3。
利用嵌入式人工裂缝实时监测技术对西205井
区压裂井裂缝形态进行检测，裂缝监测结果证明，加
入暂堵剂前后裂缝的延伸方位、高度及裂缝的形态
转向压裂工艺的应用和暂堵剂的都有明显的变化，
三、老井挖潜技术
1．缝内转向压裂工艺技术
针对水线侧向井注水难以见效、长期低产低效
的开发状态，在低效侧向井上采用缝内转向重复压
以达到侧向引效、沟通剩余油富集区的目裂技术，
的。加入，可以提高裂缝内净压力，实现裂缝的转向。例55－24井的监测结果表明（见图4、如，图5），压裂过程中产生了三条裂缝。首先产生北东向主裂缝1，然后在该裂缝的东翼约30m 处产生裂缝2，该裂缝近东西向，最后在裂缝西翼约20m 处产生裂缝3，该裂缝为北西向。裂缝1总长183．5m ，裂缝2总长73．5m ，裂缝3总长45．5m 。裂缝总体影响高
度为17．1m ，裂缝产状为垂直。
表3
名称
CQZ －1
CQZ －2
CQZ －3规格/mm1～22～2．82．9～3．8外观颜色暗红色暗红色暗红色暂堵剂性能参数密度/g·cm 1．1～1．21．1～1．21．1～1．2－3油溶指标标准状况下，煤油30min 完全溶标准状况下，煤油35min 完全溶标准状况下，煤油40min 完全溶
2．油井堵水技术
在油田注水开发过程中由于裂缝发育或者人工
裂缝延伸，部分油井含水上升快或暴性水淹情况严
据2007年统计数据，综合含重。以西峰油田为例，
水25．4%，平均单井日产油2．4t ，区块含水上升较
快，有见水井421口，日损失产能771t ，其中裂缝型
见水井183口，日损失产能544t ，占损失产能的
70．6%。
油井水淹后给油藏的后续开发造成极大的困
难。首先，储量控制程度下降，水驱效率降低，注入
水沿裂缝单向突进，侧向井见效慢，水驱效率降低；
其次，有效的压力驱替系统难以建立，平面上压力分
布不均。
为改变这种现状，自2007年起开展了油井堵水
工艺技术研究。通过对见水方向、窜流通道识别等方面理论研究及实践应用，建立起一套可行的工艺方法并在实际中得以验证，研究开发了三种堵剂：弱凝胶DQ －1堵水剂、智能凝胶LDN －1堵水剂、高强封堵剂LDN －2（见图6）。DQ －1：堵剂为白色黏稠状液体，pH 为7～8，黏度为20～50mPa ·s ，可在10℃～90℃内成胶，成胶后可挑起，无固定形态，黏壁性好，可解除。LDN －1：可在10℃～90℃内成胶，成胶时间可控性强，成胶后为弹性固体，有一定的吸水膨胀性能，耐酸碱，难解除。LDN －2：是由低分子物质通过缩聚反应产生的成胶时间可高分子物质。可在10℃～90℃内成胶，控性强，有固定形态，强度好，耐酸碱，难解除。3．酸性压裂液技术由于多年的生产，老井普遍存在裂缝导流能力
第33卷
Vol．33增刊钻采工艺DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY ·57·下降和储层结垢堵塞的现象，单一的加砂压裂或者
酸化措施很难取得预期的增产效果，基于这种现状
自主研发了集压裂、酸化技术优点于一身的酸性压
裂液体系。
该压裂液体系具有如下技术特点：
（1）遇原油或被地层水稀释时自动破胶，无残
渣，储层伤害小，室内岩心伤害低于15%，部分岩心渗
透率得到了改善（岩心伤害试验结果见表4～表6）
。
（2）可与不同类型的酸体系混配，酸浓度最高
可达20%，极大的丰富了压裂液的功能，实现了压
裂和酸化的联作。
（3）可实现连续混配，以及措施后不用抽汲的
特点，施工成本大大降低
。
表4
层位井号编号
1－88－66－1
H1021－88－66－2
2－95－33－1
2－95－33－2
3－44－29－1
长2H1053－44－29－2
3－44－35－1
3－44－35－2
2－35－6－1
S4302－35－6－2
2－35－33－1
2－35－33－2长2层岩心伤害试验结果孔隙度/%13．813．815．615．918．218．218．91914．21414．614．5空气渗透率/×10－3μm 20．8160．8271．9631．92988．91890．16152．2147．545．1675．2197．9097．72油驱渗透率/×10－3μm 20．540．531．2471．26773．21975．632147．25138．562．3613．2545．9274．687伤害率/%5．531．20．5－3－5－12．1－5．110．58．56．63．6岩心长度/cm3．1213．2532．8882．7333．9764．1093．9374．0323．753．7484．013．926
·58·钻采工艺2010年6月
June 2010DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY
表5
层位井号编号
1－2－38－1
1－2－38－2
1－2－38－3
1－2－38－4
1－15－38－1
1－15－38－2
4－10
表6
层位井号岩心编号
17－85－86/161－1
长8Z13317－85－86/161－2
17－85－86/161－5
17－85－86/161－6
X261117长6层岩心伤害试验结果岩心长度/cm4．2874．5124．2624．1823．3323．2725．6孔隙度/%9．69．59．49．910．911．212．3空气渗透率/×10－3μm 20．2330．1150．120．220．2660．311．309油驱渗透率/×10－3μm 20．0840．0690．0530．0740．0690．0820．459伤害率/%10．111．49．810．611．37．412长6Y134－22Q90－891长8层岩心伤害试验结果岩心长度/cm4．0843．9564．4524．3242．59孔隙度/%15．1514．0314．4313．728．37渗透率/×10－3μm 21．6770．5220．9020．5110．1432油驱渗透率/×10－3μm 20．740．2190．4280．27饱和盐水伤害率/%5．86．30013．7四、现场应用效果
缝内转向压裂技术在长庆安塞、陇东、姬塬等油
4已累计增油22×10t ，有效田老井共运用407口井，水淹井采用油井堵水技术，在水线侧向不见效井采用缝内转向压裂技术，均取得好的控水增油效果。（4）应用酸性清洁压裂液技术，大大降低了措施过程中的储层伤害，实现了压裂和酸化的联作，起
到了改善原裂缝导流能力和解除储层垢物堵塞伤害的双重作用，在老井改造中增产效果突出。
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2006，28（4）：124－127．学报，（编辑：黄晓川）天数394d ，部分井已取得了有效天数和累计增油“双过千”的佳绩。2006～2008年在安塞油田、酸性压裂液技术，靖安油田、西峰油田、姬塬油田和超低渗陇东油田现场运用已达120口井，施工层位涵盖了鄂尔多斯盆地的全部产油层系。其中重复压裂53口，截止到2008年12月，累计增油量20633．88t ，措施成功率达到96%以上，措施有效率达到90．6%。油井堵水技术，在西峰油田、靖安油田现场应用12口井，截至2009年5月，累计增油1612．5t ，措施成功率达到100%。五、结论（1）随着开发程度的提高，低渗透油藏稳产难度越来越大。在开发特征上主要表现为，注入水方向性明显，水线方向井注水见效快，但易水淹；水线侧向井长期处于低产低效开发状态；随着产水率的采油指数降低；储层渗流能力逐渐降低，不同升高，程度的存在堵塞。（2）油藏模拟和检查井取心观察结果表明：剩余油分布主要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完善区域。（3）针对水线方向明显的开发特点，在裂缝性