刘 斐，张荣安，冯小飞

(延长油田股份有限公司 南泥湾采油厂，陕西 延安 716000)

1 油田开发概况

1.1 油藏主要地质特征

南泥湾油田位于陕北斜坡东南部南泥湾地区，为一向西倾斜的平缓单斜，平均坡降为10 m/km，倾角不到1度。主要勘探开发目的层为中生界三叠系延长组长6、长4+5油层组，属一套河控三角洲平原砂体沉积，长7的黑色页岩为主力生油层，长4+5上部的三角洲平原相及河流相沉积为区域性盖层，从而构成完整的生、储、盖组合。

南泥湾油田延长组油藏属特低渗油藏，含油性主要受岩性控制，储层非均质性严重，具多层相间的复杂油水关系，油水分异差，无明显的油水界面。油藏埋深浅(油层深度550～820 m)，无自然产能。只有经过压裂改造后，可获得经济产能。试油及试采结果表明，油藏驱动类型是典型的弹性－溶解气驱。平均油层中部深度760 m，油层中部原始地层压力为6.71 MPa，压力系数0.94，属于低压异常压力系统，油藏温度为33.75℃，地面原油密度0.8334 g/cm3，原油粘度 3.8 MPa·s;含硫 0.04%，属低密度、低粘度、低凝固点、低含硫轻质油。地层水分析资料显示，地层水Ph值平均6.7，属中偏酸性，总矿化度平均68000 mg/L，水型均为CaCl2型。

1.2 油田开发现状

截止2010年底，南泥湾采油厂已累计探明含油面积124 km2，探明石油地质储量6855.59×104t;累计控制含油面积162.32km2，控制石油地质储量4317.0 ×104t;动用含油面积 201.9 km2，动用石油地质储量7876.69×104t。(资源情况说明:探明含油面积124 km2已全部动用，控制含油面积162.32 km2中有九龙泉35 km2、万花12 km2因油气富集规律尚不清楚无法投入开发使用，另有汾川区12 km2因地层能量严重亏空，新钻油井达不到工业油流标准目前无法继续开发;剩余25.4 km2位于目前成熟开发区块边沿含油砂体变薄、物性变差单井产量低，开发效果远不如以前探明可采储量685.56×104t，采收率10%。累计产油量524.12×104t，地质储量采出程度5.46%，综合含水30%。目前有总油井6143口，采油井数6094口，开井数5673口，关停井396口，地质报废井18口，事故井7口，油井利用率93%，日产液2185.7吨，日产油1530吨，平均单井日产油0.27吨，年产油89.1吨，年采油速度0.58%。共建成注水站2座，注水井49口，开井数49口，形成注水能力300 m3/d，平均单井日注水 4.12m3，年注水量 29632.54 m3，累计注水104630.15m3，注采比0.94，自然递减18.6%，综合递减13.9%。

2 油井解堵的可行性和必要性

南泥湾油田2008年之前，油田发展主要依靠新井上产，也没有专门的机构负责油田旧井挖潜增产技术的细化和深化，制约油田发展的瓶颈问题并未得到更好的解决。采油厂现有油井6143口，生产井6094口。平均单井日产油0.23吨。其中造成地层污染严重，产量递减较快，产能矛盾较为突出。经过多方调研，论证;单井初周月产量较高，递减较快，产能不足与地层受到污染，油层受到伤害等关系密切。由于在钻井过程，完井施工，井下压裂施工和长期的采油过程中的地层、油层造成不可避免的液体污染和一些机械杂质，蜡质，胶质沉淀堵塞，致使油层渗透率降低，产液指数下降，产量递减严重。针对这一突出矛盾，我我们对二氧化氯解堵技术这一项目分析，论证后，决定在南泥湾油田部分区域选择合理的油井，进行二氧化氯解堵技术试验及应用。

3 原理及工艺特点

3.1 二氧化氯解堵增能原理

是通过井眼向地层注入2%浓度的二氧化氯与相关的酸液，利用酸与其氧化作用，使其进入地层氧化溶解，由于钻井、压裂形成的堵塞物，同时对地层中的粘土具强剥离作用，以溶蚀储层中影响渗透率的堵塞，增加空隙裂缝的流动能力，从而使油气井增产(或注水井增注)的一种工艺措施。

3.2 工艺特点

二氧化氯解堵工艺具有溶蚀能力强，解堵液和增能液接触反应对地层伤害小，对采油设施腐蚀低，稳产期较长，含水低等特点。

4 项目实施技术路线

依据年初项目组制定的部署规划，有针对性的进行项目试验。通过对新引进试验项目进行科学缜密的选井和组织施工，制定出严格的项目选井原则:①区域地质明朗;②单井采出程度较低;③措施前产量低于区块平均产量;④集中小区块整体挖潜。针对措施后油井产量测量的难题，成立测产小组对措施后油井产量进行泵油车收车后12小时跟踪，并要求乙方单位上井住井与项目组测产人员共同跟踪，及时对措施效果进行跟踪评价。

5 措施井效果分析

措施井效果分析见表1。

表1 二氧化氯解堵措施井效果对比表

2008年，南泥湾采油厂共实施二氧化氯解堵措施井73口，工艺成功率100%，措施有效率98%，累计增油4014.24吨、平均单井增油54.98吨。投入产出比:1∶2.87。

2009年实施了二氧化氯85口、累计增油2924.8吨、平均单井增油34.41吨。投入产出比:1∶2。

2010年我们分别在马坊区域实施了109口、累计增油4434.56吨、平均单井增油40.68吨，平均采油3.45个月;在岳屯区域实施了120口、累计增油4020.55吨、平均单井增油33.50吨，平均采油2.86个月。在措施的245口井中:最高日增产达到2吨以上的51口、1－2吨的135口。综合投入产出比1∶1.9。

CLO2解堵典型实例:于今年10月2日施工的阳683－3井，措施前日产油0.24吨，措施后最高日增油达到7.34吨;松112井，措施前日产0.18吨，2009年4月12日解堵后日产达到1.05吨，4个月后日产为0.3吨，项目实施的主要区域为岳屯、马坊、赵家河，主要层位为长61，通过措施增产效果明显。针对不同区域、不同井位、不同层位分别对待，实践证明:对于采油时间长、初期产量高、目前产量低、采出程度低，油层物性好的油井，也有物性好、压裂初期堵塞而产量低的井，主要为长6层，均适宜CLO2解堵项目。

6 经济效益评价

油井二氧化氯解堵技术费用为4.5万元/口，以上表1中10口井平均增油75.23 t，扣除投资，平均单井可创经济效益:(75.23×0.2820万元) －4.5万元 =21.22万元。

7 二氧化氯解堵措施结论

7.1 目前存在的问题

为降低解堵体系对地层的伤害，还需进一步优化前置酸液配方，优化隔离液注入体积，优化二氧化氯体系交替单元次数，继续摸索与地层的配伍性，提高措施有效率。

7.2 二氧化氯解堵取得的一定认识

通过几年的试验应用，我们认识到二氧化氯解堵工艺具有溶蚀能力强，对地层伤害小，对采油设施腐蚀性小，稳产期长，含水率低等优点。针对我厂旧井数量大，我们严格执行选井原则，多区多点试验，一旦突破，立即辐射，达到了区块整体挖潜的较好效果。实施效果较为明显，实用价值较高，前景广阔，具有广泛的推广应用价值，可作为我厂旧井挖潜增产的主要技术之一。