胡尖山油田措施效果分析及经济效益评价
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摘要：加强油藏地质研究，缓解油藏注采矛盾，降低油田综合递减，而进攻性措施是减缓老油田综合递减的重要途径，因此加强措施选井选层技术的研究，具有重要意义。
关键词：油田； 效果；分析；效益；评价
胡尖山油田措施工作按照“三提高、一降低、一控制”的指导思想，即提高单井增油量、措施有效率、措施有效期；降低操作费用，控制措施规模。加强六个方面的研究，即加强储层特征、注采对应、生产动态、地层压力、初期产量、工艺措施六个方面的研究。控制好四项重点环节，即控制好选井选层、工艺优化、过程监控、效果评价四个重点环节，有效的确保措施的及时性和有效性。
一、胡尖山油田概况
胡尖山油田东接靖安油田，西连油房庄油田，东南与吴旗油田相邻。于1998年正式投入滚动开发。油田在区域位置上处于陕北斜坡中北部，区域构造为东高西低的西倾单斜。管理着安201、胡154、安83等36个开发区块，截止2013年底，累计生产原油919×104t，可采储量采油速度10.00%，可采储量采出程度41.07%，累积注水量3047×104m3。
2013年以“精细油井潜力研究为依据，提高油藏压力水平为基础，加大措施投入为手段”，挖潜方向由侏罗系向三叠系转移，由单井措施向油藏治理方向转移。三叠系油藏以分类治理、整体改造，以提高非均质低渗透裂缝油藏开发效果；侏罗系油藏开展局部引效、调整平面产液结构，缓解平面矛盾。
1.措施效果分析
2013年根据油藏开发阶段，分析油藏潜力，注重油藏治理，根据油藏特征优选措施工艺体系。
1.1按照“集中治理，分步实施，先易后难”原则，措施选井向重点综合治理区块倾斜
2013年措施主要集中在胡154、安201、A17等重点区块，完成各类工作量192井次，2013年完成油井进攻性措施192口，措施有效156口，措施有效率81.3%，平均单井增油260.7t，累计增油50047t。通过治理，递减得到有效遏制，与2012年同期对比，综合递减由7.9%下降到2.7%，自然递减由12.5%下降到10.3%。
一是A17区长4+5开展侧向油井治理工作， 2013年，A17区前置酸+暂堵转向压裂效果明显，针对地层压力保持水平大于90%的角井实施前置酸+暂堵转向压裂，效果显著。2013年共实施16口，措施有效率75.0%，措施前后对比，日产油量由0.69t上升到2.05t。与2012年同期对比，自然递减由22.2%下降到11.3%，综合递减由19.4%下降到0.4%。
二是胡154区块通过对比分析近三年177口井措施效果，认为油层电阻率、油井初期产能、地层压力保持水平是影响措施效果的主要因素。胡154区块实施的措施方式主要有混合水压裂、前置酸压裂、转向压裂，从措施实施效果来看，混合水压裂好于前置酸压裂效果。混合水压裂主要在胡154区选择油层连续厚度大于15m、压力保持水平在85-120%的油井实施，以缝内暂堵+混合水压裂的改造方式为主，实施14口，措施有效率85.7%，日增油2.63t；前置酸压裂实施28口，措施有效率75.0%，日增油1.16t，自然递减率保持在8.8%，综合递减率保持在3.3%。
1.2开展油藏潜力研究，实现非主力层的控制与接替
一是利用老井补孔，提高油井产能，在精细研究基础上，综合研究胡154富县录井、构造、电性等特征，发现区块南部富县组油层平均厚度3.81m，孔隙度17.3%，渗透率26.2×10-3μm2，含油饱和度46.4%，通过补孔验证，该区共补孔富县组油层23口，日增油2.74t，累计增油8278t，通过试采，油井产能高，含水较低，认为该区富县组开采潜力较大。
二是对低产长关油井查阅历史资料，进行二次认识，提高老油田储量动用程度。2013年胡154区长4+5补孔8口，有效7口，日增产能1.34t， 累计增油2385t。
2.经济效益评价
预算依据：原油销售缴费：4694元/吨，其中：石油特别收益金：按吨油771元/吨测算；资源税：按油气销售收入的4.09%测算；矿产资源补偿费：按油气销售收入的1%测算。原油的城建税、教育费附加：增值税按各单位原油销售收入的11%测算，城建税按增值税的5%，教育费附加（含地方教育费附加）按增值税的5%测算，扣除以上费用，销售净价为：2085元/吨，投入产出情况见下表，取得了较好的经济效益。
三、措施选井、措施方式探讨
1.措施选井的主要技术探讨
地质选井选层技术首先坚持“四个立足”的原则：立足于现有井网能量供给与利用；立足于老层挖潜；立足于非主力层补孔；立足于注水见效区措施引效。在总结近年来成功经验的基础上实施了一套完整的选井选层技术，主要包括三大部分，即“产能ABC分类法、历史回顾法、特殊油层定位法”。
1.1产能ABC分类法：即根据油井目前产量及含水把油井分为三类，日产液小于2.0 m3 为A类；日产液大于2.0 m3 ，含水大于80%为B类；日产液大于2.0 m3 ，含水小于80%的为C类。
A类井（低产井）：主要有三种措施方向：首先若目前生产层段已无潜力可挖，而该井还有其他潜力油层，在不会导致层间干扰的前提下，考虑补射新层；二是针对其中的物性较差及深层堵塞井，若无底水影响，考虑采取压裂解堵；三是针对井筒周围地层堵塞井，因堵塞机理不同，分别采取不同类型的酸化解堵。
B类井（高含水井）：首先因目前生产层位水淹，应考虑补开接替层；二若是多层合采的短期堵塞井，因根据分层产液情况，对低含水潜力层实施酸化解堵措施；三若是液量偏低的油井，可根据堵塞程度采取不同强度的解堵措施。
C类井（产量递减井）：首先针对井筒周围地层堵塞井，按堵塞机理不同，选择适宜的解堵方式，如底水油藏优先考虑爆燃压裂；二是针对物性较差及深层堵塞井，若无底水影响，考虑采取压裂解堵；三是目前生产层段如已无剩余油挖潜，而该井还有其他潜力油层，可优先考虑补射新层。
1.2历史回顾法：以生产历史为选井依据，参考油层厚度、物性、录井资料，根据油层潜力大小，确定最佳措施方式。
A、有高产历史：针对有高产历史的油井，对油层厚、物性好，目前含水低，地层堵塞期短的油井，采取酸化解堵措施；若存在厚层底水，为避免措施过程中底水的上窜，应考虑爆压解堵，或重孔与爆压联作。
B、无高产历史：对油层厚、物性好，历史上无高产期的油井，其周围有相同条件的高产油井。一般为钻井时泥浆污染导致的低产，初期末能彻底疏通油层，故应考虑适宜强度的措施方式以解除污染；对油层厚、物性差，历史上无高产期的油井，考虑采取压裂解堵，此类油井以延长统为典型代表。
1.3特殊油层定位法：一是针对延安组油藏，解堵措施应以酸化、小型压裂为主要；二是延长统因地层及井筒脱气严重，有机质堵塞严重，针对有机质堵塞的酸化解堵措施仍是下一步的主要挖潜方向；因油层渗透率偏低，重复压裂是其另一重要的挖潜手段；三是边底水油藏因其油水连通程度高，因此易形成纵向裂缝的水力压裂在该区的实施应谨慎。
2.措施选井的条件
A、油井在剩余油分布区，油层厚度、孔隙度、含油饱和度要尽可能大一些。
B、油层要有一定的能量，压力保持水平不低于70%。
C、特低渗透油藏压裂改造尽可能选地层系数较大的油井。
D、对于固井质量不好、靠近油气和油水界面的井层、出水层位不清的井层，夹层厚度小的井层应慎重。
四、存在问题及措施挖潜方向
1.存在问题
1.1中高含水油藏缺乏层内堵水调剖技术；
1.2底水薄差层油帽油藏，缺乏有效的解堵技术；
1.3低压等特殊油藏缺乏与之相适应的解堵技术；
1.4因施工质量问题导致措施效果变差。
2.措施挖潜方向
措施工作按照潜力培养与油藏分类挖潜结合，优化措施工艺，加强过程控制，确保措施增油效果。同时积极开展混合水压裂、微生物驱油和油井堵底水试验。
2.1完善注采井网，提高水驱控制程度
对井网残缺区域，通过精细小层划分，开展注采关系调整等方式完善注采井网，提高水驱控制、动用程度。如安201、安62等区块。
2.2加强地质认识，挖掘油藏潜力
对采出程度较高，目前生产层位已无潜力的油井积极寻找可接替层，对潜力层补孔生产，如胡154、A17等区块。
2.3继续推广堵水调剖技术，扩大注水波及体积，提高注水效率
对存在微裂缝、大孔道及因油层物性好导致含水上升较快的井组实施堵水调剖，改变水驱方向，调整平面矛盾。如胡154区、安83区、A17区；对因固井质量不合格影响产能发挥的油井实施二次固井。
五、认识与建议
1.三叠系油藏提高单井产量的主要措施是在井网优化的基础上，进行分类治理配合整体改造。
2.侏罗系油藏由于类型复杂，油藏特征和开发阶段差异较大，开发过程中暴露的矛盾多，如剩余油分布零星、井网残缺、井筒状况复杂、剩余油层厚度减薄、注入水单方向突进等，开发中的主要技术措施是合理调整平面注采矛盾及剖面矛盾；中含水区实施油藏堵水调驱效率。
3.对于高含水井实施查层补孔，寻找可接替层位。
作者简介
李昱（1972-8）女，汉族，甘肃省庆城县人，工程师，主要从事油田开发地质工作。