新井投產效果差原因分析及對策

摘要：歡喜嶺油田錦16塊興隆臺油層2011年開始實施化學驅實驗，經過幾年的擴大開發去的了較好的開發效果。為完善化學驅井網，繼續擴大二元驅規模，在區塊西部繼續部署新井42口。陸續完鉆投產發現開發效果太差，研究發現受沉積影響新井區物性差、油層厚度薄、生產易出砂等因素是生產效果差的原因。為提高油田開發效果，我們采取加密合采、對油井進行酸化等措施，取得了明顯的開發效果。

關鍵詞：二元驅;出砂;酸化;加密合采

錦16塊地處大凌河河套內，構造位置位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田中部。開采層位為興隆臺油層。2011年開始化學驅實驗，區塊東部較西部油層發育厚度大，儲層物性好，“二三結合”挖潛物質基礎好，因此2014-2016年新井主要集中在東部。

2017年區塊為繼續擴大二元驅規模，完善化學驅井網，進一步提高區塊儲量動用程度，在區塊西部部署新井42口。新井陸續完鉆投產發現開發效果太差，截止2017年年底投產21口井，其中正常出油3口，投產不出18口井。因此我們亟需找出新井投產效果差的原因并提出有效的解決方案。

1.原因分析

對投產不出的井進行擠水、擠酸、酸化、壓裂等措施處理后有9口井出油，不出的井仍有9口。針對這種開發現狀，我們結合地質、動態開發、現場施工情況等多方面因素進行分析、思考、總結，認為有以下幾方面的原因。

1.1鉆井泥漿比重大

我們對近幾年新井鉆井泥漿比重進行統計，油頂泥漿比重1.11～1.15，平均1.13;油底泥漿比重1.13～1.17，平均1.14;開發層頂泥漿比重1.11～1.15平均1.13;完井泥漿比重1.13～1.28，平均1.19。2017年的新井油頂泥漿比重平均1.16;油底泥漿比重平均1.18;開發層頂泥漿比重平均1.15;完井泥漿比平均1.2。對比發現2017年新井的鉆泥漿比重較近幾年的大。

1.2射孔層位儲層物性差

這批新井部署位置位于區塊的西部，相對于河道沉積的區塊東部，儲層物性較差。由西部的9-A118井和東部的6-AT316井對比可知，此批新井有效孔隙度低、滲透率低、泥質含量高。

1.3油井出砂，造成近井地帶地層堵塞

區塊西部油井生產出砂嚴重，油流中的砂子不斷沉積在井底，直至埋掉生產油層，使油井產量不斷降低，直至卡停。典型井9-A238，投產生產僅3天就卡停，檢泵沖砂進尺100m。之后生產不到一個月又卡停，檢泵沖砂進尺80m，檢泵沖砂進尺較大。

1.4射孔層位受限，挖潛空間小

西部收沉積的影響油層厚度較薄，多為薄互層，平均單井油層加上弱水淹厚度只有2.7m。

1.5單井射孔層數少、厚度薄

根據剩余油分布規律及近年完鉆井情況，厚層底部水淹，頂部剩余油富集，射孔只射開頂部1m左右，在東部挖潛取得了較好的效果。西部新井投產也沿用了頂部挖潛模式，但效果太差。西部儲層物性差，區塊老井都是大段合采，我們懷疑新井射孔層數少、厚度薄也是效果差的原因。

2.相應對策

2.1對鉆井泥漿污染的井采取酸化處理

典型井是9-A248井，該井投產興III2小層0.8m/1，初期日產油0t/d、日產液14t/d。一周后進行酸化處理，酸化后日產油1.8t/d、日產液12t/d，截止2019年7月累產油860t，累產水12105m3，取得了較好的開發效果。

2.2對單井射孔層數少、厚度薄的進行加密補層

典型井是丙9-A118井，該井投產興II8小層1.0m/1層，不出，擠酸后仍不出，于是加密補層并多射0.8m，初期日產油達到2.4t/d，日產液達到12m3/d。

3.結論

（1）新井射孔層位受限，可供挖潛的空間小導致新井產能低。

（2）新井受鉆井泥漿、儲層物性相對較差、出砂等多方面綜合因素的影響，導致新井不出或低產。

（3）可以適當加大射孔厚度及層數，來改善新井開發效果。

（4）對井底油層污染的井可采取酸化措施來改善開發效果。

參考文獻：

[1]唐亮，等.壓裂井出砂原因分析及防治對策研究[J].石油化工應用，2015，34（7）：16-19.

[2]修曉偉，等.油水井酸化工藝在勝利油田的應用和發展[J].化工管理，2014，（9）：145-145.

作者簡介：

陳俊麗（1988-），女，工程師，2010年畢業于中國地質大學（武漢）資源勘查工程專業，2012年畢業于成都理工大學地質工程專業，獲碩士學位，現從事油田地質工作。