白153井區長6 3油藏單井產能影響因素分析

史 濤

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065）

高春寧，雷啟鴻，劉麗麗

（低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室中石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西 西安710018）

王 剛

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065）

華慶油田白153井區地處甘肅省華池縣境內，構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶的南部，總體為一平緩的西傾單斜，傾角不足1°。沉積特征總體上為一套深湖濁流相沉積，沉積規模大，發育的微相主要有濁積水道、水道間，塊狀砂巖較為發育，砂體厚度達20～40 m，巖性主要為深灰色細砂巖、粉－細砂巖、灰黑色泥巖、粉砂質泥巖［1］。研究區主要含油層系為三疊系延長組長4＋5、長6、長8油層組等，其中長6油層組可細分為長61、長62、長63共3個油層，長63油層砂體最發育，含油性最好，是目前華慶油田主要開采的產油層位之一。油層埋深1520～2290 m，油層厚度達到15～30 m，平均厚度近19.7 m，分布穩定，油層組儲層物性差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.52%，滲透率集中在（0.1～1.0）×10－3μm2之間，平均0.40×10－3μm2，總體上屬于低孔隙度、超低滲透率儲層。

目前，白153井區含油面積為22.5k m2，地質儲量1597.67×104t，油井開井270口，注水井88口，日產油275.4t，含水33.93%，累計產油32.01×104t，單井產量為1.02t／d，平均動液面1346.87 m，采油速度0.65%，采出程度2%；單井日注水27.94 m3，累積注水203.28×104m3。自2009年規模開采以來，研究區單井產量遞減嚴重，含水上升快，高含水油井增多。針對所出現的問題，筆者分析了影響單井產能的因素，以期為油田今后開發調整和合理開發技術政策的制定提供幫助。

1 影響因素

1.1 沉積環境對單井產能的影響

白153井區長63儲層物性受沉積微相的控制，沉積微相決定了水動力單元的形態和滲流特征，進而決定砂體展布方向和沉積特征，對產能具有明顯的控制作用［2－3］。研究區濁積水道前端水動力較強，粒度相對較粗，顆粒分選性較好，砂巖的物性、連續性和連通性都較好，單井產能較高；低產井主要處于濁積水道末端，由于水動力條件減弱，水流流速減緩，攜砂能力下降，所攜帶的沉積物顆粒變細，水流對沉積物顆粒的淘洗作用也減弱。水動力條件不足引起儲層巖性變細，物性也相應變差，泥質含量增加，因而造成單井產能較低。

1.2 儲層含油性對單井產能的影響

含油性是含油飽和度的定性描述，含油級別的高低反映了含油飽和度的大小。含油性與產能有較強的正相關性，例如白266井含油性較好，油斑級別4.15 m，壓裂后試油產量為13.18t／d，產能較高；白493井含油性相對較差，油斑級別2.6 m，壓裂后試油產量為3.50t／d（見表1）。研究區內，含油級別主要為油斑、油浸的井段含油性較好，巖心觀察可見，砂巖滴水呈珠狀、半珠狀，含水高的井段砂巖滴水緩滲［4］。地層電阻率一般大于32Ω·m，聲波時差大于225μs／m，測井含油飽和度大于40%，綜合解釋為油層、含水油層和油水同層。根據研究區長6油層組砂巖巖心資料，當孔隙度小于8%、滲透率小于0.08×10－3μm2時，含油級別較低，主要為油跡和熒光顯示。

表1 不同含油級別的生產井基礎數據對比表

1.3 儲層物性對單井產能的影響

儲層物性是成巖、沉積、微觀孔滲等綜合反映，受沉積及成巖雙重控制，影響油田開發效果的主要儲層因素有滲透率、孔隙度、含油飽和度等。從宏觀上分析，一般儲層物性越好，產量越高；儲層物性越差，產量越低［5］。

研究區長63儲層為湖泊重力流沉積，在沉積過程中攜帶大量泥砂，造成顆粒細小、填隙物含量高、面孔率低、喉道半徑小。根據研究區內5口井12塊樣品分析表明，白153井區長63儲層以細砂巖為主，細砂組分達到91.5%，中砂含量小于1%，粉砂含量4.5%；孔隙類型以粒間孔為主，平均1.65%，其次為溶蝕孔，晶間孔發育程度較差。統計55塊樣品分析數據，平均面孔率2.3%；孔喉結構總體表現為小孔微細喉，中值壓力7.52 MPa，中值半徑僅為0.11μm；填隙物含量較高，平均達到16.26%，以綠泥石、水云母、鐵方解石、方解石及硅質為主。上述儲層微觀特征造成研究區儲層物性整體較差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.52%，滲透率集中在 （0.1～1.0）×10－3μm2，平均0.40×10－3μm2，屬低孔隙度、超低滲透率儲層。

1.4 非均質性對單井產能的影響

儲層非均質性是指油氣儲層由于在形成過程中受沉積環境、成巖作用和構造作用的影響，在空間分布及內部各種屬性上都存在的不均勻的變化。表征滲透率非均質性的定量參數有滲透率、突進系數、滲透率級差等。對研究區長6儲層巖心資料進行分析，該區滲透率變異系數為0.7，滲透率級差為582.7，突進系數為30.3，非均質性強。

從動態上，研究區長63油藏的水驅動用程度僅為43.4%。從吸水剖面顯示，分注井吸水較均勻，水驅程度高，合注井隔夾層吸水普遍比較高，層內吸水多為尖峰狀不均勻吸水，反應出儲層層內矛盾突出。強非均質性導致儲層水驅動用程度低，單井產量低。

1.5 裂縫對單井產能的影響

裂縫具有雙重作用：①原油可以通過裂縫系統較快地流到井底，提高油井產量；②注入水也可以沿裂縫系統高速推進，使油井很快見水和水淹，使單井產能降低，破壞儲層，加劇平面及注采剖面的矛盾，增加了注水開發難度［6］。

華慶油田裂縫比較發育，基本為北東向，以高角度、扭性裂縫為主，裂縫主向為NE70°－NE80°。研究區內發育裂縫8條、高滲帶23條，以北東向為主，其中北東45°發育10條，北東75°發育4條 ，北西45°發育7條，近東西向發育9條，近南北向發育1條。通過對3月份的生產數據統計顯示，153區內共有水淹井和高含水井50口，其中側向水淹和高含水井占78%，主向水淹和高含水井僅11口，占總數的22%。

1.6 注采對應情況對單井產能的影響

單砂層注采關系的完善程度直接影響油井的產能。油水井射孔情況對應好，建立的驅動系統完善，就可以有效提高油藏水驅儲量的控制程度，提高水驅油效率；反之，則將導致低產低效井的產生。

通過對白153井區油層注采連通圖的觀察，對油水井射孔的對應狀況進行分析，發現存在無注無采或有采無注的現象，如關130－151井組，分析油水井射孔層位性質，并觀察注水井的吸水剖面，發現同時也存在薄注厚采或低注高采現象，如關129－150射孔段3處，關130－150、131－150、129－151、129－152射孔段2處，這都影響著研究區的單井產能。

1.7 注水時機對單井產能的影響

由于研究區有裂縫發育，油藏投入開發后，地層壓力迅速下降，會導致油層的滲透率降低，裂縫閉合。超前注水可以建立有效的驅替壓力系統，避免因壓力下降造成的儲層物性變差，有效地保證原油滲流通道的暢通，提高注水波及體積，提高產量［7］。因此超前注水與非超前注水開發效果存在一定的差別。

研究區超前注水井組初期單井產能較高，達到6.05t／d，12個月后遞減為3.1t／d，遞減率為48.4%；同步注水油井初期單井產量4.4t／d，12個月后遞減為2.2t／d，年遞減率高達50%，滯后注水開發油井初期單井產能較低，為1.8t／d，12個月后遞減為1.37t／d，產量遞減較慢，年遞減率為23.9%。隨著生產時間的延長，同步注水區和滯后注水區的產量略低于超前注水產量。

1.8 注水方式對單井產能的影響

白153井區共有注水井88口，2012年吸水剖面測試39口，占總井數44.3%，其中分注井14口，水驅動用程度56%，合注井25口，水驅動用程度僅為30.8%。受儲層非均質性影響，吸水均勻的只有9口井，層間吸水不均的23口，層內吸水不均的7口。不同注水方式的區域，水驅動用程度差異較大，造成產能的差異 （見表2），在分注井的區域，水驅動用程度較高，初期單井產能達到4.0t／d和4.9t／d，同時能量保持較高，穩產基礎較好。

表2 不同注水方式區域開發對比狀況

2 結論及建議

1）低產低效井比例的增加是影響白153井區長63油藏整體開發效益的重要因素之一，但同時也是下步增產的潛力井。根據白153井區的生產情況和經濟效益，下步將重點根據相應措施治理單井日產液低于3t、日產油低于1t的低產低效井，從而達到增產的目的。

2）影響單井產能的因素涉及地質和開發2個方面，依據研究區的實際開發狀況，單井產能低的原因主要有：沉積水動力減弱、單井含油性差、儲層物性差、非均質性強、裂縫使油井很快見水和水淹、油水井注采對應差、注水時機及注水方式不當等。

3）研究區長63油藏要實現長期穩產，建議針對低產低效井的成因提出相應的開發技術政策，比如采取調整注采方案、實施壓裂、優化注水時機、個別油井轉注等措施來充分挖掘油層潛力，以達到降低遞減率提高單井產量的目的。

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