胡尖山油田胡154區(qū)低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)探討

劉文龍，鄭禮鵬，楊夢濤，王 剛

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020）

胡尖山油田胡154區(qū)低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)探討

劉文龍，鄭禮鵬，楊夢濤，王 剛

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020）

胡尖山油田胡154區(qū)屬于低滲、低壓、低產(chǎn)“三低”油藏，針對胡154區(qū)油田開發(fā)實際情況，本文先從低產(chǎn)低效井分類入手，在分類基礎(chǔ)上從地質(zhì)因素和后期開發(fā)方面分析不同類型低產(chǎn)低效井的成因，最后通過生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)分析，針對不同類型的低產(chǎn)低效井制定合理的治理技術(shù)，對今后胡154區(qū)低產(chǎn)低效井的治理起到一定的指導作用。

胡154區(qū)；低產(chǎn)低效；成因機理；治理技術(shù)

胡尖山油田長4+5油層組屬湖泊相三角洲沉積體系，總體上為相對較穩(wěn)定的淺-半深湖-三角洲沉積環(huán)境[1]。主要儲集砂體為水下分流河道，無邊底水，原始驅(qū)動類型屬彈性溶解氣驅(qū)，屬于低滲、低壓、低產(chǎn)“三低”油藏。胡尖山地區(qū)內(nèi)長4+5油層組厚90 m～110 m，自下而上可細分為長4+52和長4+51兩個油層，巖性主要為灰色、灰綠色極細～細粒、細粒巖屑質(zhì)長石砂巖為主，含少量長石質(zhì)巖屑砂巖。其中長4+52油層中、下部的三角洲前緣砂體相對發(fā)育，為有利儲層發(fā)育的層位之一。而長4+52油層上部和長4+51兩個油層主體為大套的暗色泥巖沉積，因此，即是長4+52油層和長6油層組的蓋層，又是長3和長4+5油層組的生油層。

胡154區(qū)塊長4+5頂面構(gòu)造整體呈現(xiàn)出東高西低的特點，與區(qū)域上西傾單斜的構(gòu)造背景相符，且各小層的頂面構(gòu)造具有很強的繼承性。由于差異壓實作用，區(qū)塊多處可見東西向或近東西向的鼻狀隆起構(gòu)造帶。除此之外，區(qū)塊中部還發(fā)育一些低幅度、延伸略短的東西向鼻狀構(gòu)造。這些鼻狀構(gòu)造帶總體近于平行，形成了區(qū)域西傾單斜背景，鼻狀隆起呈東西向展布的構(gòu)造格局。該區(qū)自2007年開始，實施超前注水滾動開發(fā)，經(jīng)過10年開發(fā)，油區(qū)的低產(chǎn)低效井逐年增多，為保證油田的穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)，本文分析不同類型的低產(chǎn)低效井成因，制定合理的治理對策，充分挖掘低產(chǎn)低效井潛能。

1 低產(chǎn)低效井現(xiàn)狀及成因分析

1.1 現(xiàn)狀及分類

胡154區(qū)塊油井總井數(shù)546口，油井開井數(shù)510口，平均單井產(chǎn)能1.4 t，其中產(chǎn)能小于0.5 t的油井117口，占開井數(shù)的22.9%。注水井總井數(shù)184口，開井數(shù)174口，日注水平5 600 m3，單井日注32 m3，月注采比3.07，累計注采比2.81。根據(jù)胡154區(qū)長4+5油藏開發(fā)經(jīng)驗及低產(chǎn)井的液量和含水級別來看，低產(chǎn)井大致可分為兩類：低液量型和高含水型。

1.2 低產(chǎn)低效井成因分析

1.2.1 地質(zhì)因素

1.2.1.1 油層物性差導致低產(chǎn) 主要分布于油藏邊部，胡154區(qū)有42口油井由于儲層物性差導致低產(chǎn)，試油平均日產(chǎn)油9.7 m3，日產(chǎn)水7.4 m3。投產(chǎn)初期日產(chǎn)液 3.69 m3，日產(chǎn)油 1.16 t，含水 62.6%；2015 年 12 月平均單井日產(chǎn)液2.71 m3，日產(chǎn)油0.27 t，含水81.3%，主要分布在區(qū)塊邊部。

1.2.1.2 高水飽區(qū)造成低產(chǎn) 有65口低產(chǎn)井位于區(qū)塊東南部、南部高水飽區(qū)域，31口井平均含油飽和度為45.5%，試油平均日產(chǎn)油8.5 m3，日產(chǎn)水7.0 m3，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液4.38 m3，日產(chǎn)油0.82 t，含水77.7%，其中40口井目前已關(guān)停。

1.2.1.3 平面非均質(zhì)性 從儲層平面上看,在同一沉積時期，由于距離盆地沉降中心或物源遠近不同等原因，造成砂體不同部位的物性、滲透率存在差異。在注水開發(fā)過程中，水線在不同方向上推進速度不同，導致物性、滲透率較好方向上的油井容易水淹，而物性差的區(qū)域油層動用程度差，易形成低產(chǎn)低效井。

統(tǒng)計表明，胡154區(qū)長4+5油層平均級差、變異系數(shù)、突進系數(shù)分別為 10.87、0.40、1.61。長 4+51非均質(zhì)性較強，長4+52非均質(zhì)性較弱（見表1）。

在此基礎(chǔ)上，對長4+52油層進行進一步的非均質(zhì)性評價，其中長4+521非均質(zhì)性較強，長4+522非均質(zhì)性較弱，長4+523非均質(zhì)性最弱（見表2）。

綜合評價長4+5油層非均質(zhì)性，應為中等偏均質(zhì)儲層。

儲層平面非均質(zhì)性是指一個砂體的幾何形態(tài)以及砂巖體內(nèi)孔隙度、滲透率的空間變化所引起的非均質(zhì)性。在單個井組內(nèi)部，以注水井滲透率為基值，對各個采油井與注水井之間滲透率關(guān)系進行分類描述，進而反映到整個區(qū)塊。在注水開發(fā)的過程中，注入的驅(qū)替劑往往沿著滲透率相對高值前進，而這些相對系數(shù)高的井位可能就是驅(qū)替效果好的區(qū)域。

胡154區(qū)長4+51、長4+521的井組滲透率比值較大（見表 3），長 4+522、長 4+523相對均質(zhì)，說明長 4+522、長4+523注水效果相對較好。該區(qū)主要開采長4+521層，非均值性較強。

1.2.1.4 剖面非均質(zhì)性 剖面非均質(zhì)性是指單油層內(nèi)部及多油層層間儲層物性變化。沉積韻律是造成層內(nèi)非均質(zhì)性的主要原因。注水開發(fā)過程中，對于正韻律油層，注入水首先沿底部高滲帶向前突進使底部水淹，注入水波及體積小，層內(nèi)儲量動用狀況極不均勻；而反韻律油層，注水首先沿上部高滲透層段向前推進，同時在重力作用下，注入水進入底部低滲透層段，使油層縱向水驅(qū)均勻。從層間上看，由于沉積環(huán)境變化導致層間物性差異大，表現(xiàn)為各層開采速度不一致，高滲透層采油強度大，含水上升速度快，低滲透層采油強度低，注水難以見效，使開發(fā)效果受到影響。分層開采不平衡的根本原因是層間滲透率的差異，導致層間采出量或注入量也不同。

1.2.2 開發(fā)因素

1.2.2.1 小層較多，注采對應關(guān)系不明確 胡154區(qū)層間隔夾層發(fā)育，部分井組注采對應性差，部分井油井動用，但注水井未注水，以及部分層注水井長期注水，油井未動用的情況造成油井不能見效或者無效注水，油井動態(tài)跟蹤及分析無效。

1.2.2.2 地層能量分布不均衡 雖然胡154區(qū)注采井網(wǎng)不斷完善，但由于地層非均質(zhì)性及分層配注合格率低等因素，使局部地區(qū)注不夠水，造成地層壓力保持水平低，周邊油井低產(chǎn)（見圖1～圖3）。

表1 胡154區(qū)長4+5油層層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性統(tǒng)計

表2 胡154區(qū)長4+52油層層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性統(tǒng)計

表3 胡154區(qū)長4+5各注水井組滲透率比值統(tǒng)計

圖1 壓力分布圖（2014年）

圖2 壓力分布圖（2015年）

圖3 壓力分布圖（2016年）

1.2.2.3 開發(fā)層位多，水驅(qū)規(guī)律復雜，注水調(diào)控難度大因儲層物性差異較大，合理注采比難以確定，注水容易沿高滲透突進導致含水上升。根據(jù)示蹤劑監(jiān)測結(jié)果可以看出，該區(qū)水驅(qū)規(guī)律復雜，見水方向呈現(xiàn)出多方向性，且開發(fā)層位較多，見水方向及層位難以判斷，注水調(diào)控難度增大。2016年區(qū)塊有47口油井平均含水由32.3%上升至53.2%，表現(xiàn)為多個見水方向，控水難度較大（見圖4）。

1.2.2.4 近年措施強度大油井見水或水淹造成低產(chǎn)2010年至2016年，全區(qū)共有332口油井共計實施措施535次（見圖5～圖7）。

1.2.2.5 平面非均質(zhì)性強，區(qū)塊壓力分布不均，地層能量低造成低產(chǎn) 根據(jù)近三年壓力資料統(tǒng)計顯示，地層壓力逐步恢復，低壓區(qū)面積進一步縮小，2016年該區(qū)地層壓力15.0 MPa，保持水平96.8%，保持合理；但是測試結(jié)果發(fā)現(xiàn)區(qū)塊壓力分布不均，存在局部高壓和局部低壓現(xiàn)象，2009年至2011年測壓資料表明，油藏平均壓力逐步上升并保持在原始壓力附近，雖然平均壓力變化不明顯，但是高低壓力分異現(xiàn)象明顯，不同區(qū)域壓力不均衡現(xiàn)象越來越明顯（見表4）。

圖4 安178-23井組示蹤劑監(jiān)測

圖5 胡154區(qū)塊近年措施井措施次數(shù)統(tǒng)計

圖6 胡154區(qū)塊近年措施井數(shù)統(tǒng)計

圖7 胡154區(qū)近年措施見水井統(tǒng)計

表4 2014-2016年測試靜壓數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

有52口井由于處于低壓區(qū)，地層能量低，造成油井產(chǎn)能低，平均單井日產(chǎn)油0.42 t。

例如：安154-66井測試壓力保持水平為66.4%，壓力保持水平低，日產(chǎn)液量0.98 m3，沉沒度0 m。

1.2.2.6 油層堵塞造成低產(chǎn) 油層損害導致儲層滲透性下降，是油井產(chǎn)能下降的一個重要因素，造成油層堵塞的原因較復雜,主要包括微粒運移、黏土礦物水化膨脹、無機垢、有機垢、生物垢及外來顆粒堵塞，從而導致水井低注、油井低產(chǎn)。有34口井油層物性較好，試油日產(chǎn)純油22.1 t，投產(chǎn)初期單井產(chǎn)能高，平均單井日產(chǎn)油為2.97 t；由于地層堵塞造成產(chǎn)能下降，平均單井日產(chǎn)油0.59 t。

例如：安171-29井，2008年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液7.5 m3，日產(chǎn)油5.5 t，含水14.1%，液面703 m；2017年1月日產(chǎn)液0.77 m3，日產(chǎn)油0.32 t，含水51.2%，液面1 750 m，其對應注水井安170-29、安172-29注水正常。

2 低產(chǎn)低效井治理對策

低產(chǎn)低效井的治理通常采取的方法有：查層補孔、深部調(diào)驅(qū)、注采調(diào)整、井網(wǎng)調(diào)整、措施改造等方法來達到改善油井低效開采狀況。根據(jù)目前胡154油區(qū)實際生產(chǎn)狀況，深化綜合地質(zhì)研究，是治理低效井的根本；及時注采完善，是提高低效區(qū)塊、低效井組開發(fā)效果的有效手段；強化兩個剖面的調(diào)整和注水動態(tài)調(diào)整，努力穩(wěn)油控水；優(yōu)化措施方案，努力提高單井產(chǎn)量；搞好工藝配套和工作制度的優(yōu)化。

2．1 查層補孔，提高剖面動用程度

2.1.1 不斷完善注采井網(wǎng)，提高儲量的控制和動用程度 胡154區(qū)長4+5油層隔夾層發(fā)育，層系復雜多變，2015年通過查層工作，對全區(qū)油田的注采井網(wǎng)和注采關(guān)系進行完善和調(diào)整，對小層重新認識。重點針對由于儲層物性差造成的低產(chǎn)井進行層位復查，對目前開采層位無潛力的油井實施補孔壓裂，同時對有采無注注水井進行補孔分注，提高剖面動用程度。形成高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的良好開發(fā)形勢。

例如：安162-41井位于胡154區(qū)，2008年10月投注，注水層長4+521層，對應8口油井，其中3口油井已打開長4+522層，為達到精細注水要求，減少層間矛盾，2016對該井長4+522層進行補孔分注，擴大水驅(qū)波及體積，提高驅(qū)油效果。井組采長4+522層油井單井產(chǎn)能由1.77 t上升到2.33 t。

2.1.2 調(diào)整注采關(guān)系，謀求注采平衡 2016年根據(jù)不同油藏開發(fā)技術(shù)政策結(jié)合油井生產(chǎn)動態(tài)，不斷精細平面注水調(diào)整。具體做法：對注水量不清，加大投撈次數(shù)；對地層能量高，油井含水升高的，降低配注；對地層能量低，在不影響含水升高情況下，升高注水量，加強對地層能量補充。

例如：2016年對64口注水井進行85次配注調(diào)整，其中下調(diào)26井次，上調(diào)59井次，22口注水井配注進行多次調(diào)整。安174-23井2016年1月配注由15 m3下降到10 m3，對應油井含水由81.9%下降到66.3%，油量由2.48 t上升到4.37 t。

2.1.3 改善吸水剖面 對剖面上吸水不正常的小層，采取措施增注等措施，改善其吸水狀況，具體做法：對因注水壓力升高無法達到地質(zhì)配注要求的水井實施降壓增注措施；對多段射開、存在一段或多段不吸水；或吸水為尖峰指狀的注水井實施酸化調(diào)剖；因儲層物性差等原因?qū)π峦蹲⑺_不到地質(zhì)配注的實施酸化或爆燃壓裂。

例如：2016年對胡154區(qū)17口注水井進行剖面治理，累計增注33 586 m3。

2．2 措施改造，提高單井產(chǎn)量

2.2.1 酸化壓裂措施，改善有效滲透率 2016年對胡154區(qū)油井進行仔細摸排，其中82口油井表現(xiàn)為儲層條件較好，低液量、低含水、動液面持續(xù)下降，地層能量保持水平較好，分析認為是油層堵塞造成的，對這些油井進行壓裂、酸化等解堵措施，其中57口油井措施有效，單日增油39.7 t，累計增油7 749 t。

2.2.2 查層補孔，提高采出程度 2016年通過對154油區(qū)油層復查和剩余油分布研究的挖掘工作，對54口油井實施查層補孔技術(shù)，目前日增油40.5 t，累計增油10 185 t，使一些無效生產(chǎn)井轉(zhuǎn)換為效益生產(chǎn)井。

2.2.3 堵水調(diào)剖，改善油藏水驅(qū)狀況 通過停注觀察、單層控水及示蹤劑檢測手段，判斷來水方向。2016年胡154區(qū)實施深部調(diào)驅(qū)19口，對應100口油井中33口井見效，日增油24 t，累計增油4 556 t。注水井微球驅(qū)實施23口，對應油井76口，見效井30口，見效比39.5%，有效井日增油17.1 t，累計增油1 627 t。

3 建議和結(jié)論

（1）在油田開發(fā)中，低產(chǎn)低效影響著油田整體開發(fā)效益，通過不斷摸索、技術(shù)改造，將一部分低產(chǎn)無效益井轉(zhuǎn)為有效益井是可行的。

（2）通過對低產(chǎn)低效井的研究發(fā)現(xiàn)：地層能量保持低及區(qū)域能量不平衡、儲層物性差、地層堵塞是低產(chǎn)低效井的三大主要原因。

（3）在目前，壓裂酸化，堵水調(diào)剖是提高油井產(chǎn)量的有效手段，使原來的低產(chǎn)低效井變?yōu)橛行Ь?/p>

（4）針對154區(qū)塊開發(fā)層位較多，隔夾層發(fā)育，層間非均質(zhì)性強，易出現(xiàn)部分層段不吸水、吸水性差、指狀、尖峰狀吸水部分油井出現(xiàn)“有采無注”等問題，加快注水井補孔分注進度，完善注采層位，強化注水、精細注水，提高單層壓力保持水平，提高波及系數(shù)，提高采收率。

（5）根據(jù)各注水井組不同的地質(zhì)特點、吸水能力以及連通性的差異，按照整體考慮、上下兼顧的原則，采取滾動調(diào)整，跟蹤監(jiān)控的辦法，實施多元化注水，在補充地層能量的同時，也要考慮抑制油井含水上升；加強注采調(diào)配，不斷摸索合理的調(diào)配方式；總體上以溫和注水為主，在平面上加強低部位注水強度，適當控制高部位注水；對重點井組、低含水井區(qū)實施長周期弱注、其他井區(qū)實施短周期強注。

（6）降低胡154油藏措施強度，加強對油藏含水上升的控制，對油藏實施整體大規(guī)模控水措施。

（7）縮短注水井洗井周期，加強清水過濾器反沖洗，確保注入水的質(zhì)量，加強監(jiān)督洗井現(xiàn)場施工質(zhì)量，加強對清水及污水水質(zhì)的跟蹤監(jiān)測，做到有問題及時解決，確保水質(zhì)達標，減小注水井管柱結(jié)垢，提高投撈調(diào)配成功率，同時確保注入水與地層巖石的配伍性，防止地層堵塞，滲透率下降。

（8）加強投撈調(diào)配力度，對動態(tài)變化較大的井調(diào)配周期由4個月縮短為2個月，確保單層配注及時調(diào)整，提高水驅(qū)效率。

（9）加強分層測壓監(jiān)測工作量，及時掌握小層能量狀況，以利于注水強度的調(diào)整。

（10）加強分注井吸水剖面監(jiān)控力度，確保及時掌握單層吸水狀況。

（11）卡封高含水井層，及時改變注入水驅(qū)替方向,提高驅(qū)油效率。

（12）對因限電等因素影響的注水量進行溫和補水，補充地層能量。

［1］ 路向偉，張翠萍.胡尖山油田胡154區(qū)精細分層注水效果分析［J］.地下水，2013，35（2）：33-35.

TE331.3

A

1673-5285（2017）07-0044-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.010

2017-04-27