姬塬油田低產低效井綜合治理研究

李軍建，林艷波，李亞玲，董憲鵬，陸雪皎，高彥博，乞照，高銀山

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710020）

姬塬油田低產低效井綜合治理研究

李軍建，林艷波，李亞玲，董憲鵬，陸雪皎，高彥博，乞照，高銀山

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710020）

隨著開發時間延長，姬塬油田受儲層物性、客觀地質特點和開發方式的影響，部分井開始低產低效，且該類井比例呈逐年增加趨勢，嚴重制約油藏的開發效果。本文在油藏動態分析的基礎上，以油藏為單元開展低產低效井綜合治理研究，提高單井產能、為增儲建產提供方向，最終達到提高油田開發效果的目的。

姬塬油田；低產低效；治理對策

隨著姬塬油田生產規模的不斷擴大和油田開發層系的逐步深入，三疊系油藏油井所占的比例不斷增加，受低滲透油藏的客觀地質特點及開發時間的延長，部分井開始低產低效，該類井比例越來越高，嚴重制約著姬塬油田的經濟效益和高效開發。目前急需總結出一套低產低效井治理對策，提高單井產能，達到油藏綜合治理、提高油田開發水平和開發效益的目的［1，2］。

姬塬油田目前油井平均單井產能1.54 t，其中小于0.5 t共1 527口，平均單井產能0.2 t，以三疊系長6、長8為主，占低產低效井的64.6%。從低產低效井開發方式來看，自然能量開發井319口，注水開發1 208口。

1　低產低效井原因分析

目前依靠自然能量開采的低產低效井319口，主要分為以下4大類：（1）探評井43口，占井數的13.5%，主要分布區塊試采；（2）骨架井136口，占井數的42.6%，主要分布區塊黃3長6、羅1、黃3長8；（3）非主力層開采油井130口，占井數的40.8%，主要分布區塊黃3、黃57、耿43、羅1；（4）依靠邊底水能量開采井10口，占井數的3.1%，主要分布區塊黃168、鹽18-8、鹽22-10。

目前注水開發低產低效井1 208口，主要分為高含水井和低液量井兩大類。高含水井原因有5類：（1）裂縫見水183口，分布油藏長4+5、長6、長8；（2）高水飽137口，分布油藏侏羅系、長6、長8；（3）邊底水81口，分布油藏侏羅系、長9；（4）措施排液18口，分布油藏長2、長4+5、長8；（5）油井套破11口，分布油藏長1、長2。

低液量井原因有3類：（1）物性差521口，分布油藏長4+5、長6、長8；（2）地層堵塞53口，分布油藏長2、長4+5；（3）能量不足，其中裂縫側向49口，分布油藏長4+5、長8，欠注57口，分布油藏長8，井網不完善98口，分布油藏長6、長8。

2　低產低效井綜合治理對策

2.1治理思路

根據分油藏油井低產低效形成原因，按照“三個優先”的原則，通過“七種手段”，最大限度發揮低產低效井每個小層能力，努力提高單井產能。

三個優先：優先水井增注，補充地層能量，優先注水調整，促使油井見效；優先原層改造，確保井網完善。

七種手段：注水調整、水井增注、油井解堵、壓裂引效、完善井網及層系、油井堵水、水井調剖。

2.2綜合治理對策

姬塬油田低產低效井治理從單井入手，以油藏為單元，開展儲層再認識，不同儲層采取適應性工藝措施，以達到挖掘油井潛力，提高單井產能、油藏綜合治理的目的，同時為增儲建產提供方向［3-5］。

2.2.1優化注水政策，加強水井治理，補充地層能量近幾年針對長4+5、長6、長8油藏低產低效井較多的現象，以油藏動態分析為手段，油藏工程研究及開發矛盾為基礎，利用動態監測、數值模擬等資料，精細注水單元劃分與調整，不斷優化注水政策。低產低效區能量逐步恢復。

（1）根據分單元開發政策和實施效果，結合動態變化，不斷加強細分單元注水。2012年以來針對低產低效區加強注水378井次，補充地層能量（見圖1）。

表1　姬塬油田2012-2015年完善井網及層系工作量統計表

（2）完善注采井網及層系，提高水驅控制。近四年以來實施老井轉注71口，分注166口，水井更新7口，井組水驅控制程度提高15.1%（見表1）。

（3）加強主力油藏水井措施增注，地層能量得到進一步夯實。近四年針對低產低效區實施水井增注148口，區域壓力逐步恢復。

（4）針對長4+5、長8局部微裂縫發育，平面矛盾突出造成的低產低效，開展間注、周期注水、反階梯注水等試驗15個井組，側向井地層能量逐步恢復。

通過以上工作的開展，低產低效區地層壓力保持水平上升19.8%，局部平面矛盾有所緩解，為低產低效井治理打好了能量基礎（見圖2）。

2.2.2實施壓裂引效，提高開發效果

（1）見水區側向引效，緩解油藏開發矛盾。2015年共計實施78口，單井日增油0.8 t，同時精細注水調整148井次，對應23個注水單元開發形勢穩定變好（見表2，圖3）。

如羅1北部裂縫發育區：針對平面矛盾突出，對區域5口側向油井實施壓裂引效措施，單井日增油1.1 t，同時5口裂縫主向見水井含水得到有效控制，平面矛盾得以緩解，兩項遞減減緩（見圖4）。

圖1　姬塬油田2009-2015年注水開發單元數曲線、低產低效區注水調整柱狀圖

圖2　低產低效區歷年壓力保持水平、不穩定注水試驗井組歷年主側向壓力對比圖

表2　2015年分油藏側向引效井統計表

圖3　2015年壓裂引效區注水單元開發形勢變化柱狀圖

圖4　羅1區塊西北部裂縫區兩項遞減對比柱狀圖（開采現狀圖）

（2）低壓區注水政策優化，提高水驅效率，改善開發效果。針對長6、長8油藏部分區域儲層物性差、壓力保持水平低的現狀，加強精細注水調整，促進有效壓力驅替系統建立，提高水驅效率。2015年在壓力恢復區實施油井引效85口，單井日增油1.1 t（見表3，圖5）。

表3　2014-2015年低壓區注水調整及壓裂引效效果統計表

圖5　低壓區治理效果對比圖

如耿27長6區塊：受儲層物性影響，該區低產低效井52口，占開井數的39.1%，平均單井產能僅0.21 t。2013年以來連續開展以“精細注采調控、加強剖面治理”為內容的能量補充，2015年在累計注采比較高的區域集中實施壓裂引效。2013-2015年該區實施水井增注11口，注水調整48井次，完善層系2口，壓力保持水平上升9.6%。2015年實施低產低效井連片治理26口，單井產能由0.34 t上升到2.06 t，油藏兩項遞減及含水上升率均明顯下降（見圖6）。

圖6　耿27區塊低產低效井治理效果對比圖、指標對比圖

2.2.3實施重復壓裂，發揮油層潛力主要針對初期改造規模小，儲層物性與產能不匹配、油水井對應性好，通過合理調整注水，地層壓力保持水平高的井實施重復改造。共計實施44口，單井日增油1.3 t（見圖7）。

如：塬102-45井油井物性較好但長期低產低效，分析認為該井產能與儲層物性不匹配，實施重復改造后日增油1.04 t，效果較好（見表4）。

2.2.4實施查層補孔，挖掘油井潛力主要針對侏羅系邊部水淹井、三疊系長6、長8、長9層邊部高水飽井、低產低效骨架井等開展補孔認識儲層工作。2015年共實施48口，單井日增油1.69 t，實施效果較好。

（1）對原層無潛力，通過油層復查，對儲層解釋疑似油層、油水層的井，實施補孔。該類井33口，有效29口，單井日增油1.2 t。

如：地215-45為羅1長8油藏骨架井，因儲層物性差，且自然能量開采長期低液低產，分析認為長8層已無生產潛力，通過地層對比、結合姬塬地區不同油藏分區域電性識別標準，認為該井長7層具有出油潛力，補孔后日增油4.4 t，累計增油106 t，效果較好（見表5）。

圖7　長8油藏地層系數與日產油相關性散點圖、低產低效井重復改造效果圖

表4　黃57區塊中部措施井與鄰井物性對比表

表5　姬塬油田不同油藏分區域油層電性判識標準

（2）對原層無潛力，查層補孔新層，為產建尋找有利區。該類井7口，有效7口，單井日增油5.4 t。

表6　姬塬油田2015年老井復查效果統計表

表7　姬塬油田2015年低產低效井補孔改層認識新層井效果統計表

通過對邊遠骨架井、探評井、原層無潛力井的油層復查，開展補孔改層措施28口，發現淺層油藏7個，新增含油面積12.8 km2，快速建成了黃209、羅2等淺層高產區塊，建成產能4.0×104t，平均單井產量5.2 t，預計可建產10.2×104t（見表6）。

（3）對原層無潛力且測井解釋其他層錄井無顯示或顯示不好的井，通過對比區域同層電性、物性、含油性資料，對分析認為有潛力的井進行補孔重新認識儲層，為同類層提供依據。該類井8口，有效5口，單井日增油0.6 t（見表7）。

2.2.5實施補孔合采，提高剖面動用受隔夾層發育影響，部分井剖面注采對應關系較差。通過精細小層對比，提前對潛力層對應水井實施補孔分注32口，2015年根據累計注水量情況分批對油井實施補孔合采36口，平均單井日增油1.2 t（見表8，圖8）。

表8　姬塬油田2015年超前注水區油井補孔統計表

如：地94-85井由于隔夾層發育，精細地層對比發現該井長4+522-4層儲量未動用，2014年9月對應水井地93-85井補孔長4+522-4，2015年對該井補孔合采，單井日增油1.9 t，累計增油260 t。

圖8　2015年超前注水區油井補孔效果對比圖

3　結論與認識

（1）油田開發矛盾在不斷轉化，低產低效井治理要因勢利導，將低產低效井治理與提高油藏采收率、改善開發效果及提高開發效益有機結合起來。

（2）保持完善的注采層系，建立有效的壓力驅替系統是低產低效井能否得到長期有效治理的基礎。

（3）低產低效井形成原因是多方面的，對低產低效井的治理，應遵循“既要有效果、又要有效益”的原則，采取“整體部署、分類研究、分批治理”的方法，綜合應用現有工藝技術對其進行治理。

（4）低產低效井治理進行油藏綜合治理的同時加強與產建結合，尤其針對勘探開發程度較低的產建新區，可通過補孔改層認識區域物性、電性特征，掌握出油下限，為后期挖掘油井潛力及落實產建提供可靠依據。

［1］王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發［M］.北京：石油工業出版社，2007.

［2］王海文，史冬梅，李萍，等.提高盤古梁區長6油藏水驅動用程度技術研究及應用［J］.化學工程與裝備，2013，（6）：123-124.

［3］張建娜，閆曉飛，陳華，等.姬塬長8油藏儲層物性及開發效果分析［J］.石油化工應用，2012，31（8）：68-70.

［4］張希，李龍龍，汪洋，等.胡尖山油田長9油藏特征及開發技術研究［J］.石油化工應用，2015，34（4）：64-67.

［5］閻娜，李坤全，侯長冰，等.姬塬油田馬家山長4+5油藏開發技術適應性評價［J］.石油化工應用，2011，30（11）：24-27.

TE357.6

A

1673-5285（2016）10-0060-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.015

2016－08-10

李軍建，男（1981-），陜西扶風人，油田開發工程師，2006年畢業于西安石油大學資源勘查工程專業，目前中國石油大學（北京）在讀碩士研究生，主要從事油田開發方面的工作，郵箱：ljj111_cq@petrochina.com.cn。