史 濤

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)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(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018）

王 剛

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065）

華慶油田白153井區(qū)地處甘肅省華池縣境內(nèi)，構(gòu)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(guī)模大，發(fā)育的微相主要有濁積水道、水道間，塊狀砂巖較為發(fā)育，砂體厚度達(dá)20～40 m，巖性主要為深灰色細(xì)砂巖、粉－細(xì)砂巖、灰黑色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖［1］。研究區(qū)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(xì)分為長61、長62、長63共3個(gè)油層，長63油層砂體最發(fā)育，含油性最好，是目前華慶油田主要開采的產(chǎn)油層位之一。油層埋深1520～2290 m，油層厚度達(dá)到15～30 m，平均厚度近19.7 m，分布穩(wěn)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(qū)含油面積為22.5k m2，地質(zhì)儲量1597.67×104t，油井開井270口，注水井88口，日產(chǎn)油275.4t，含水33.93%，累計(jì)產(chǎn)油32.01×104t，單井產(chǎn)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(guī)模開采以來，研究區(qū)單井產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，含水上升快，高含水油井增多。針對所出現(xiàn)的問題，筆者分析了影響單井產(chǎn)能的因素，以期為油田今后開發(fā)調(diào)整和合理開發(fā)技術(shù)政策的制定提供幫助。

1 影響因素

1.1 沉積環(huán)境對單井產(chǎn)能的影響

白153井區(qū)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(tài)和滲流特征，進(jìn)而決定砂體展布方向和沉積特征，對產(chǎn)能具有明顯的控制作用［2－3］。研究區(qū)濁積水道前端水動力較強(qiáng)，粒度相對較粗，顆粒分選性較好，砂巖的物性、連續(xù)性和連通性都較好，單井產(chǎn)能較高；低產(chǎn)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(xì)，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(xì)，物性也相應(yīng)變差，泥質(zhì)含量增加，因而造成單井產(chǎn)能較低。

1.2 儲層含油性對單井產(chǎn)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(chǎn)能有較強(qiáng)的正相關(guān)性，例如白266井含油性較好，油斑級別4.15 m，壓裂后試油產(chǎn)量為13.18t／d，產(chǎn)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(chǎn)量為3.50t／d（見表1）。研究區(qū)內(nèi)，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(shí)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(jù)研究區(qū)長6油層組砂巖巖心資料，當(dāng)孔隙度小于8%、滲透率小于0.08×10－3μm2時(shí)，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(chǎn)井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)對比表

1.3 儲層物性對單井產(chǎn)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(fā)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(chǎn)量越高；儲層物性越差，產(chǎn)量越低［5］。

研究區(qū)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(xì)小、填隙物含量高、面孔率低、喉道半徑小。根據(jù)研究區(qū)內(nèi)5口井12塊樣品分析表明，白153井區(qū)長63儲層以細(xì)砂巖為主，細(xì)砂組分達(dá)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(fā)育程度較差。統(tǒng)計(jì)55塊樣品分析數(shù)據(jù)，平均面孔率2.3%；孔喉結(jié)構(gòu)總體表現(xiàn)為小孔微細(xì)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(dá)到16.26%，以綠泥石、水云母、鐵方解石、方解石及硅質(zhì)為主。上述儲層微觀特征造成研究區(qū)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(zhì)性對單井產(chǎn)能的影響

儲層非均質(zhì)性是指油氣儲層由于在形成過程中受沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用的影響，在空間分布及內(nèi)部各種屬性上都存在的不均勻的變化。表征滲透率非均質(zhì)性的定量參數(shù)有滲透率、突進(jìn)系數(shù)、滲透率級差等。對研究區(qū)長6儲層巖心資料進(jìn)行分析，該區(qū)滲透率變異系數(shù)為0.7，滲透率級差為582.7，突進(jìn)系數(shù)為30.3，非均質(zhì)性強(qiáng)。

從動態(tài)上，研究區(qū)長63油藏的水驅(qū)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(qū)程度高，合注井隔夾層吸水普遍比較高，層內(nèi)吸水多為尖峰狀不均勻吸水，反應(yīng)出儲層層內(nèi)矛盾突出。強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致儲層水驅(qū)動用程度低，單井產(chǎn)量低。

1.5 裂縫對單井產(chǎn)能的影響

裂縫具有雙重作用：①原油可以通過裂縫系統(tǒng)較快地流到井底，提高油井產(chǎn)量；②注入水也可以沿裂縫系統(tǒng)高速推進(jìn)，使油井很快見水和水淹，使單井產(chǎn)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(fā)難度［6］。

華慶油田裂縫比較發(fā)育，基本為北東向，以高角度、扭性裂縫為主，裂縫主向?yàn)镹E70°－NE80°。研究區(qū)內(nèi)發(fā)育裂縫8條、高滲帶23條，以北東向?yàn)橹鳎渲斜睎|45°發(fā)育10條，北東75°發(fā)育4條 ，北西45°發(fā)育7條，近東西向發(fā)育9條，近南北向發(fā)育1條。通過對3月份的生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，153區(qū)內(nèi)共有水淹井和高含水井50口，其中側(cè)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(shù)的22%。

1.6 注采對應(yīng)情況對單井產(chǎn)能的影響

單砂層注采關(guān)系的完善程度直接影響油井的產(chǎn)能。油水井射孔情況對應(yīng)好，建立的驅(qū)動系統(tǒng)完善，就可以有效提高油藏水驅(qū)儲量的控制程度，提高水驅(qū)油效率；反之，則將導(dǎo)致低產(chǎn)低效井的產(chǎn)生。

通過對白153井區(qū)油層注采連通圖的觀察，對油水井射孔的對應(yīng)狀況進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)存在無注無采或有采無注的現(xiàn)象，如關(guān)130－151井組，分析油水井射孔層位性質(zhì)，并觀察注水井的吸水剖面，發(fā)現(xiàn)同時(shí)也存在薄注厚采或低注高采現(xiàn)象，如關(guān)129－150射孔段3處，關(guān)130－150、131－150、129－151、129－152射孔段2處，這都影響著研究區(qū)的單井產(chǎn)能。

1.7 注水時(shí)機(jī)對單井產(chǎn)能的影響

由于研究區(qū)有裂縫發(fā)育，油藏投入開發(fā)后，地層壓力迅速下降，會導(dǎo)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(qū)替壓力系統(tǒng)，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(chǎn)量［7］。因此超前注水與非超前注水開發(fā)效果存在一定的差別。

研究區(qū)超前注水井組初期單井產(chǎn)能較高，達(dá)到6.05t／d，12個(gè)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(chǎn)量4.4t／d，12個(gè)月后遞減為2.2t／d，年遞減率高達(dá)50%，滯后注水開發(fā)油井初期單井產(chǎn)能較低，為1.8t／d，12個(gè)月后遞減為1.37t／d，產(chǎn)量遞減較慢，年遞減率為23.9%。隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長，同步注水區(qū)和滯后注水區(qū)的產(chǎn)量略低于超前注水產(chǎn)量。

1.8 注水方式對單井產(chǎn)能的影響

白153井區(qū)共有注水井88口，2012年吸水剖面測試39口，占總井?dāng)?shù)44.3%，其中分注井14口，水驅(qū)動用程度56%，合注井25口，水驅(qū)動用程度僅為30.8%。受儲層非均質(zhì)性影響，吸水均勻的只有9口井，層間吸水不均的23口，層內(nèi)吸水不均的7口。不同注水方式的區(qū)域，水驅(qū)動用程度差異較大，造成產(chǎn)能的差異 （見表2），在分注井的區(qū)域，水驅(qū)動用程度較高，初期單井產(chǎn)能達(dá)到4.0t／d和4.9t／d，同時(shí)能量保持較高，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)較好。

表2 不同注水方式區(qū)域開發(fā)對比狀況

2 結(jié)論及建議

1）低產(chǎn)低效井比例的增加是影響白153井區(qū)長63油藏整體開發(fā)效益的重要因素之一，但同時(shí)也是下步增產(chǎn)的潛力井。根據(jù)白153井區(qū)的生產(chǎn)情況和經(jīng)濟(jì)效益，下步將重點(diǎn)根據(jù)相應(yīng)措施治理單井日產(chǎn)液低于3t、日產(chǎn)油低于1t的低產(chǎn)低效井，從而達(dá)到增產(chǎn)的目的。

2）影響單井產(chǎn)能的因素涉及地質(zhì)和開發(fā)2個(gè)方面，依據(jù)研究區(qū)的實(shí)際開發(fā)狀況，單井產(chǎn)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(zhì)性強(qiáng)、裂縫使油井很快見水和水淹、油水井注采對應(yīng)差、注水時(shí)機(jī)及注水方式不當(dāng)?shù)取?/p>

3）研究區(qū)長63油藏要實(shí)現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)，建議針對低產(chǎn)低效井的成因提出相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)政策，比如采取調(diào)整注采方案、實(shí)施壓裂、優(yōu)化注水時(shí)機(jī)、個(gè)別油井轉(zhuǎn)注等措施來充分挖掘油層潛力，以達(dá)到降低遞減率提高單井產(chǎn)量的目的。

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