賈彬紅，劉 杰，饒利平，顏丙海，馬有德

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

G271區(qū)塊低產(chǎn)井治理技術(shù)研究

賈彬紅，劉 杰，饒利平，顏丙海，馬有德

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田G271油藏由于儲(chǔ)層物性、剖面狀況等因素，導(dǎo)致低產(chǎn)井比例大，本文重點(diǎn)分析了G271低產(chǎn)井形成的原因，并根據(jù)治理效果，探索各個(gè)單元注采調(diào)整、剖面治理、油井增產(chǎn)措施等為手段的低產(chǎn)井治理措施。

G271；低產(chǎn)；開發(fā)特征；措施

1 低產(chǎn)井現(xiàn)狀

截至目前G271區(qū)開油井441口，0≤Q＜1.0低產(chǎn)井205口，占總井?dāng)?shù)49.8%，占總產(chǎn)能27.5%，目前平均油量0.59 t。

2 低產(chǎn)原因分析

2.1 儲(chǔ)層物性差，隔夾層發(fā)育

G271區(qū)油藏以三角洲前緣水下分流河道沉積為主，油藏剖面由北向南發(fā)育穩(wěn)定，東西兩側(cè)剖面快速尖滅，河道中心部位向兩側(cè)巖性逐漸變細(xì)，泥質(zhì)含量也在不斷增加；G269、G201和L52單元物性較差，隔夾層發(fā)育，單井產(chǎn)能低（見表1）。

2.2 油藏局部平面、剖面水驅(qū)不均，水驅(qū)動(dòng)用程度低

受長8儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，油藏局部剖面水驅(qū)不均明顯，水驅(qū)油效率低。油藏平均吸水厚度10.76 m，均勻吸水井比例為32.9%，水驅(qū)動(dòng)用程度74.4%，指狀、尖峰狀吸水比例大，剖面水驅(qū)狀況依然較差。

平面上，G271井區(qū)砂體由北向南呈現(xiàn)出厚度逐漸變薄，連續(xù)性變差，砂體變化快；滲透率高值區(qū)主要沿北西～南東向或南北向呈橢圓狀、透鏡狀分布，平面水驅(qū)具有明顯的方向性。

剖面上，G271長8油藏受多期沉積疊加影響，砂體在縱向上相互疊置，發(fā)育正、反韻律層或高低滲透段交替出現(xiàn)的復(fù)合韻律，油藏北部和南部發(fā)育泥質(zhì)夾層，注水井吸水狀況差異大（見圖1）。

2.3 地層壓力平面不均，壓力水平低

地層壓力平面不均，壓力水平低：（1）2016年地層壓力為16.79 MPa，壓力保持水平89.8%，壓力保持水平穩(wěn)步提升。（2）G271長8壓力平面分布不均，主向壓力為21.3 MPa，側(cè)向壓力為14.6 MPa，主側(cè)向壓差大（6.7 MPa）。

表1 G271長8油藏物性統(tǒng)計(jì)表

圖1 G271區(qū)分單元均勻吸水比例變化柱狀圖

表2 G271長8油藏見水情況統(tǒng)計(jì)表

2.4 局部裂縫發(fā)育，見水井增多

長8油藏局部微裂縫發(fā)育，G271區(qū)目前裂縫見水井52口，通過驗(yàn)證，G269、G201單元見水方向主要為NE108°，L52單元見水方向?yàn)镹E70°。受裂縫發(fā)育影響，主向井快速水淹，側(cè)向注水不見效，壓力保持水平低，產(chǎn)量遞減速度快（見表2）。

3 提高單產(chǎn)技術(shù)研究

3.1 均衡剖面水驅(qū)，提高剖面動(dòng)用

3.1.1 化堵調(diào)剖 機(jī)理研究：在注水井上進(jìn)行的封堵高滲透層，減少高滲透層的吸水量，提高低滲透層的吸水量，從而擴(kuò)大注水的波及體積，提高注水開發(fā)的采收率[1-3]。

技術(shù)政策：針對(duì)局部裂縫發(fā)育區(qū)注水沿裂縫推進(jìn)導(dǎo)致裂縫主向井水淹，裂縫側(cè)向井注水不見效，產(chǎn)液量下降，水驅(qū)動(dòng)用程度降低，2014-2016年在該區(qū)實(shí)施“連片調(diào)剖、多輪次調(diào)剖”。

注水井實(shí)施效果：壓力由14.9 MPa上升到17.2 MPa，水驅(qū)指數(shù)由4.72下降到4.55，存水率由0.87上升到0.90，可對(duì)比井吸水厚度由7.1 m下降到5.6 m，實(shí)施效果較好。

采油井實(shí)施效果：對(duì)應(yīng)91口主要矛盾水淹井見到增油效果井11口，見效率12.1%，措施后單井日增油0.44 t，合計(jì)日增油4.85 t；調(diào)剖井組含水由36.5%下降到36.2%，月度遞減由1.33%下降到0.28%；井組可對(duì)比井2口，水驅(qū)主向水淹井由32.6 MPa下降到27.88 MPa，側(cè)向井由14.61 MPa上升到16.13 MPa，主側(cè)向壓差減小，整體實(shí)施效果較好。

3.1.2 聚合物微球驅(qū)油 機(jī)理研究：聚合物微球初始粒徑小能進(jìn)入地層深部，遇水會(huì)膨脹，作用于地層深部的較大孔喉、孔道，對(duì)孔喉能封堵，且不堵死，能突破，會(huì)運(yùn)移，不會(huì)造成地層傷害，能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)封堵，使注入水轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大波及體積，提高采收率。

技術(shù)政策：針對(duì)油藏中北部高滲層見水區(qū)域，及前期調(diào)剖區(qū)域?qū)嵤┳⑽⑶蛟囼?yàn)10井次。

扣除措施井，對(duì)應(yīng)油井28口,綜合含水由30.3%下降到20.4%，平均月度遞減由1.47%下降到0.59%。5口含水大于20%井綜合含水穩(wěn)定由71.2%下降到62.9%，月度遞減由4.67%下降到0.11%，整體效果明顯。

剖面上吸水狀況得到明顯改善，4口可對(duì)比吸水厚度由10.0 m上升到12.14 m，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高了15.8%；平面水驅(qū)得到一定改善，注微球區(qū)域壓力保持水平高89%，水驅(qū)波及范圍擴(kuò)大。

表3 2016年不穩(wěn)定注水效果統(tǒng)計(jì)表

3.2 精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)

3.2.1 不穩(wěn)定注水 機(jī)理研究：周期性的改變注水量對(duì)油層施加脈沖作用，充分利用注水井的滲吸作用，提高注入水在低滲透油層中的波及程度，減緩注水單向或?qū)娱g指進(jìn)，從而恢復(fù)油井生產(chǎn)能力。

技術(shù)政策：開展不穩(wěn)定注水22井次。注水制度：注12 h，注20 d，停10 d。

效果：對(duì)應(yīng)油井89口，見效6口，日增油0.16 t，調(diào)整井組綜合含水由44.9%下降到31.8%，油井遞減減緩（見表3）。

3.2.2 合理流壓 通過對(duì)全區(qū)流壓進(jìn)行核實(shí)，目前全區(qū)流壓為7.6 MPa，根據(jù)流壓與單井產(chǎn)量、含水關(guān)系及不同含水條件下IPR曲線分析，合理流壓控制在7.7 MPa ～8 MPa較合理。

3.3 實(shí)施措施引效，提高單井產(chǎn)能

合理工藝措施：根據(jù)單元儲(chǔ)層物性、油井動(dòng)態(tài)反映及地層能量狀況，選擇有效的措施改造方式及措施強(qiáng)度。

G271區(qū)2016年實(shí)施33井次，目前有效27井次，日增油13.8 t，單井日增油0.51 t，累計(jì)增油3 635 t，降低遞減1.7%。

3.4 完善注采井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)注采對(duì)應(yīng)

G271區(qū)部分井網(wǎng)不完善，為減緩加密區(qū)遞減，2014-2015年在2014年加密區(qū)域?qū)嵤┯途D(zhuǎn)注4口，方向井地層壓力上升快，水淹風(fēng)險(xiǎn)大；側(cè)向加密井遞減減緩，月度遞減由11.7%下降到1.8%。除去水淹井影響，加密井轉(zhuǎn)注見效期為4～7個(gè)月，初期產(chǎn)量越高，轉(zhuǎn)注時(shí)間越早，加密井越早穩(wěn)產(chǎn)，后期單井產(chǎn)能就越高。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

通過低產(chǎn)井現(xiàn)狀、低產(chǎn)井成因分析及低產(chǎn)井治理技術(shù)研究，得到以下四方面認(rèn)識(shí)：

（1）通過對(duì)低產(chǎn)井進(jìn)行分析，儲(chǔ)層物性差，近井地帶污染嚴(yán)重或地層堵塞，井網(wǎng)不完善、地層能量保持水平低是導(dǎo)致低產(chǎn)的主要原因。

（2）結(jié)合G271區(qū)采油井低產(chǎn)原因，優(yōu)先實(shí)施注水井剖面、平面水驅(qū)矛盾治理，培養(yǎng)油井措施潛力，逐步在治理區(qū)域結(jié)合儲(chǔ)層物性、地層能量等因素實(shí)施采油井措施引效，提高單井產(chǎn)能。

（3）針對(duì)裂縫發(fā)育、高滲帶區(qū)及剖面吸水狀況差的區(qū)域，實(shí)施化堵調(diào)剖、注微球可有效提高油藏剖面、平面水驅(qū)狀況。

（4）均衡采液強(qiáng)度，同時(shí)及時(shí)完善注采井網(wǎng)，優(yōu)化注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，可有效降低遞減速度。

［1］ 劉春林，等.油田低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)研究［J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（5）：61-66.

［2］ 何奉朋，李書靜，等.安塞油田低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2009，23（6）：62-64.

［3］ 毛建文，王文剛，等.耿271長8油藏水驅(qū)開發(fā)特征分析及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究［J］.石油化工應(yīng)用，2012，31（6）：20-23.

TE357.46

A

1673-5285（2017）05-0087-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.021

2017－04-09

賈彬紅，男（1991-），2014年畢業(yè)于成都理工大學(xué)，資源勘查工程，學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)為長慶油田第九采油廠劉峁塬采油作業(yè)區(qū)生產(chǎn)技術(shù)室技術(shù)員。