胡尖山油田A 區塊低產低效井治理對策研究

劉 喆

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

A 區塊隸屬于胡尖山油田，主力開采層位為三疊系延長組長4+5 層，該區塊于2009 年9 月開始采用超前注水開發，由于儲層孔隙度小、滲透率低、物性差，有效驅替系統建立緩慢，整體壓力保持水平低，油井見效程度低，低壓區油井產能持續下降。

1 研究區概況

1.1 基本概況

A 區塊建產時間于2009-2010 年，動用含油面積20.8 km2，地質儲量823.3×104t。主要開發層位長4+5層，采用480 m×150 m 菱形反九點井網形式，平均油層厚度13.4 m，孔隙度11.8 %，空氣滲透率0.52×10-3μm2，含油飽和度48.5 %，屬超低滲透油藏。

1.2 地質概況

1.2.1 儲層物性特征 從油層厚度等值線圖可以看出，主力層長4+522小層油層厚，單層油層厚度主要分布范圍在10 m～15 m，平均厚度13.4 m，油層發育較好，分布范圍廣，呈東北-西南連片狀分布。

長4+522儲層孔隙度最小2.01 %，最大20.74 %，平均值為11.8 %，孔隙度高值含量較低；滲透率為0.01×10-3μm2～8.0×10-3μm2，平均值為0.50×10-3μm2。

1.2.2 油層分布特征 A17 區長4+522層為主力含油層，平均有效厚度11.2 m，長4+523層平均有效厚度4.5 m，長4+522油層較厚，但縱向夾層發育頻繁。

1.2.3 孔隙結構特征 A 區最主要的儲集空間是粒間孔、長石溶孔，孔隙組合為小孔+微細-微喉道。

長4+52儲層，排驅壓力均值1.298 5 MPa；中值壓力均值9.087 2 MPa，喉道中值半徑均值0.186 9 μm；分選系數均值2.139 3，分選性中等；歪度系數均值1.341 6；最大進汞飽和度均值53.01 %；退汞效率均值30.67 %，可以看出，長4+52儲層孔隙結構較差。

1.3 開發簡況

研究區共有油井132 口，實開井109 口，日產液水平239 m3，日產油水平63 t，單井產能0.57 t，綜合含水69.0 %，平均動液面1 741 m，采油速度0.24 %，采出程度3.45 %；注水井總井60 口，開井48 口，日注水量1 192 m3，平均單井日注水25 m3，月注采比5.74，累注采比4.02。

2018 年完成年對年自然遞減10.2 %，綜合遞減9.8 %，含水上升率8.1 %。

2 造成油井低產低效的主要因素

2.1 油層物性差，水驅效率低，壓力保持水平低

研究區屬超低滲透油藏，平均孔隙度11.8 %，平均空氣滲透率0.52×10-3μm2，含油飽和度48.5 %，主力油層長4+52孔隙結構差，縱向隔夾層發育，有效驅替系統難建立，該區累注采比高達5.74，水驅效率低；注水不見效，地層能量逐年下降，壓力保持水平僅65.2 %（見圖1）。

2.2 裂縫發育，優勢見水方向明顯，水淹井占比大

該區投產初期，注水井主要采取爆燃完井，采油井主要采取常規壓裂改造，該區底水不發育，整體以見注入水為主，其中孔隙性見水井占比12 %，裂縫性見水井占比25 %，主向上油井水淹比例高達29.8 %，呈現出NE40°優勢見水方向。

2.3 井筒出砂結蠟結垢現象日益突出，油層堵塞嚴重

在油田開發過程中，受地層壓力下降和有機、無機物堵塞等影響，裂縫導流能力下降，原油開采難度不斷加大，造成油井液量下降，含水上升，單井產能降低。根據油井檢泵起出管柱情況，存在明顯結垢、結蠟情況。

2.4 套損井逐年增多

隨油田開發時間延長，受投產時固井質量差異大、注水開發及油水井措施等影響，井筒狀況日益復雜，套損井增多，主要集中于水平井區域，該區有水平井15口，其中高含水疑似套破井8 口，占比53.3 %。

圖1 A 區塊歷年壓力保持水平對比圖

3 低產低效井治理對策研究

3.1 油井解堵措施

3.1.1 油井酸化 2018 年A 區塊共對低產低效井實施酸化解堵措施2 口（H82-55、H76-45），措施有效率50 %，目前平均單井日增油0.2 t，累計增油128.79 t。

3.1.2 擠注活性水措施 通過單井分析，選取低產低效油井7 口實施活性水洗井，截止11 月底已全部完成，單井產能從0.22 t 上升到0.32 t，累計增油79.09 t。

3.1.3 低液量井沖砂洗井 HP76 井于2013 年8 月投產，采用“水力噴砂油管加砂分段多簇壓裂”，共壓裂9段，加砂245 m3，砂比25.6 %，排量2.2/1.0 m3/min，試油12.0/43.5 m3。

該井初期產能由5.91 t/d，開采5 個月后液量急劇下降，由15.85 m3下降到6.89 m3再下降到3.97 m3，對應注水井注水不見效，累計產油2 099 t，目前日產液僅0.72 m3。低于A17 區塊定向井平均液量（1.52 m3），懷疑射孔段砂埋，于11 月下旬實施沖砂洗井，截止目前累計增油99 t。

3.2 精細注水調整

2018 年該區實施整體加強＋局部控制的注水政策，目前該區平均單井日注25 m3，月注采比5.74。2018年1～12 月調整12 井次，對應油井48 口，見效17 口，見效比35.4 %。配注上調8 口，含水由64.8 %下降到61.6 %，下調4 口，目前動態穩定，由于注水調整同期實施化學堵水，配注調整效果不好評價。

3.3 注水井堵水調剖治理

A 區塊水淹井主要集中在區塊中部，呈現連片分布。2018 年為加強對A17 區塊水淹井的治理，從3 月開始對水淹井的靜態、動態資料進行分析，研究水淹規律，對19 口相鄰的注水井實施了化學堵水措施。19 口注水井對應86 口油井，其中33 口堵水見效，累計增油1 232.24 t。其中對應低產低效井21 口，堵水實施后降水效果明顯，綜合含水由95.9 %下降到67.1 %，單井產能由0.08 t 上升到0.39 t，效果較好。

3.3.1 常規堵水調剖 2018 年實施常規調剖井11口，平均注入33 d 后見效，單井產能由0.47 t 上升到0.53 t，含水由71.2 %下降到58.9 %，井組動態變好，對應油井壓力上升，由6.8 MPa 上升到8.2 MPa，剖面吸水狀況變好，整體措施效果較好。

3.3.2 PEG-1 堵水調剖 2017 年8 口井常規調剖后效果減弱，壓力上升，受提壓空間限制，2018 年實施PEG-1 堵水，措施效果較好。

2017 年常規調剖：平均注入36 d 見效，井組含水由63.6 %下降到58.2 %再上升到61.6 %，單井產能由0.51 t 上升到0.59 t，2018 年1 月起效果逐漸減弱。

2018 年PEG-1：平均注入65 d 見效，井組含水由68.4%下降到62.3 %，單井產能由0.45 t 上升到0.54 t，實施效果較好。

3.4 試驗排狀注水

利用長停井及低產井轉注形成排狀注水，加強注水，促使側向油井見效。2018 年共計完成5 口，形成排狀注水井組5 個，對應油井41 口，平均單井產能由0.46 t上升到0.57 t，側向井見效明顯。

3.5 油井堵水治理

H49 井試油：長4+5：14.4/0.0。于2010 年5 月投產長4+522層，注水不見效低液，2012 年體積壓裂后持續高含水，2015 年油井堵水效果好，累增油1 638 t。

2017 年12 月含水上升至100 %，堵水失效。對應注水井2 口，2018 年4～6 月實施連片堵水調驅，暫未見效，2018 年11 月實施油井堵水（液量490 m3，干料13.14 t），目前含水87.8%，日增油0.34 t，累計增油19 t。

3.6 高含水油井換層隔采

該區2015 年7 月認識延7 層，在中部選取4 口井封長4+5 采延7，初期效果較好，2016 年3 月起含水上升，后持續高含水，2018 年3 月3 口井重新換層隔采長4+5，隔采后效果較好，但液量下降快，產能由0.32 t上升到0.72 t 再下降到0.68 t，累計增油562 t（見表1）。

3.7 凈化井筒

2018 年初，結合歷年修井情況，對全區油井井筒生產情況進行綜合分析，根據結蠟、結垢、出砂等情況進行分類統計，根據各井具體井筒情況制定具體措施，并排出運行大表進行分步實施：

表1 A 區塊油井隔采見效統計表

（1）針對結蠟井采用周期性加清蠟劑，并結合結蠟周期定期安排熱洗清蠟，1～11 月共計油井熱洗330 井次；

（2）針對結垢井，對結垢機理進行分析、對結垢性質進行化驗分析，對8 口油井結垢油管桿進行了更換，并采用井筒加緩蝕阻垢劑的方法緩解井筒結垢。

4 取得的認識與結論

（1）A 區塊油井低產低效主要受油層物性差，有效驅替系統難建立，注水不見效，地層壓力保持水平低；見效即見水，存在北東向40°優勢見水方向，水淹井占比高；井筒狀況日益復雜，井筒結垢、結蠟、出砂等狀況日趨突出，套損井增多影響。

（2）針對注水不見效，優勢見水方向明顯的開發矛盾，以“改善水驅狀況，提高水驅效率”為思路，長周期開展連片堵水調剖可有效封堵裂縫，均衡平面壓力，堵水后吸水狀況明顯改善，達到控水穩油目的，提高單井產能。

（3）2018 年試驗水淹井、低產井轉注形成排狀注水，目前側向井動態向好，需繼續跟蹤評價排狀注水效果。

（4）針對油層堵塞嚴重井實施油井酸化，擠注活性水或沖砂洗井等措施可明顯提液，提高單井產能；針對主向裂縫性見水井，注水井調剖不見效井開展油井堵水，可封堵裂縫，降水增油；針對原層無潛力井隔采換層，高含水疑似套破井實施工程測井或找堵水措施后隔采，均可有效提高單井產能。

（5）針對2017 年、2018 年連片化學堵水效果較好、排狀注水鄰井，下步需增加動態監測部署，針對壓力保持狀況較好井試驗側向油井酸化引效，提高單井產能。

（6）針對啟動壓力梯度高，有效驅替系統難建立的矛盾，計劃實施井網加密調整試驗，提高水驅效率。