劉 磊，田繼軍，李 鑫

（新疆大學地質(zhì)與礦業(yè)工程學院，新疆 烏魯木齊 830047）

Z區(qū)主要處于長8時期在鎮(zhèn)原—慶陽一帶形成的大型湖泊三角洲沉積體系的三角洲前緣相帶，以三角洲前緣沉積為主，主要物源來自西南部[1]。長8油層受三角洲前緣水下分流河道控制，砂體厚度大，為巖性油藏，原始驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)，無明顯的邊底水，屬于超低滲油藏[2]。研究區(qū)內(nèi)長8油層組厚85～100m，自下而上可細分為長81和長82兩個油層，巖性主要為灰色、深灰色中細粒長石石英砂巖、長石巖屑砂巖與深灰色、暗色泥巖互層[3]。受西南方向的水下分流河道影響，水下分流河道在此匯流疊加連片，河道寬一般大于2km；水下分流河道之間發(fā)育分流間灣，可見暗色泥巖。按照早期研究結果，依據(jù)整個沉積層序的演化規(guī)律以及測井曲線的整體旋回特征分析認為，長81、長82油層沉積時期的湖盆沉降作用相當均衡，古地形平坦，氣候由較干熱向較潮濕轉化，湖泊水體淺而不穩(wěn)定，因此整套儲層砂體厚度變化穩(wěn)定[4-5]。因此長81、長82為研究區(qū)主要含油層系。

隨著油田開發(fā)時間的延長，油田進入中高含水期，由于層間、層內(nèi)矛盾日益突出，出砂、高含水、低產(chǎn)或不出油、井下落物待大修、待作業(yè)及其他原因，油井的產(chǎn)能逐漸下降，增產(chǎn)挖潛的難度系數(shù)逐漸增大，低產(chǎn)低效井的數(shù)量逐漸增多，給油田生產(chǎn)帶來巨大的危害，影響到油田生產(chǎn)的經(jīng)濟效益。因此，有必要采取最佳的技術措施，改善低產(chǎn)低效井的生產(chǎn)狀況，不斷提高油田生產(chǎn)的效率[6-7]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)地理位置位于甘肅省合水縣境內(nèi)，工區(qū)地貌為典型的黃土塬區(qū)，地表為100～200m 厚的第四系黃土覆蓋，溝壑縱橫[8]。地質(zhì)構造位置位于鄂爾多斯盆地西南緣，處于寬廣的陜北斜坡之上，區(qū)域構造表現(xiàn)為一平緩的西傾單斜，傾角僅0.5°左右，平均坡降6～10m/km[9]。在大單斜背景上發(fā)育了因巖性差異壓實而形成的幅度較小的鼻狀隆起，且自下而上具有繼承性[10]，前期的研究表明，針對長4+5、長6、長8油藏而言，鼻隆構造對油氣圈閉控制作用較小，油藏主要受巖相變化和儲層物性變化控制。儲層整體上表現(xiàn)為低孔、超低滲特征，但孔滲分布范圍大，非均質(zhì)性強[11]。

研究區(qū)目的層為三疊系延長組8段，主力含油層系長81、長82，于2001 年超前注水，至2010 年全面開發(fā)投產(chǎn)，截至2017年每年都有新井投產(chǎn)。研究區(qū)采取矩形、菱形反九點、水平井五點井網(wǎng)注水開發(fā)。平均孔隙度11.23%，滲透率主要分布范圍（0.1～1.0）×10-3μm2，平均滲透率0.70mD。

2 低產(chǎn)低效井特征

根據(jù)多年的開發(fā)經(jīng)驗，將產(chǎn)能低于0.5t/d 的油井定為低產(chǎn)井。莊9 井區(qū)共有292 口油井，油井開井數(shù)272口，平均單井日產(chǎn)油水平0.8t，其中106口低產(chǎn)低效井，占總井數(shù)的38.9%。注水井總井數(shù)151 口，水井開井數(shù)133 口，日注水平1956m3，平均單井日注水平15m3，累計注采比為4.22，月注采比為4.15。

2.1 分類

在低效井的治理方面，只有加強對低效井形成原因的認識，增強對低效井的分類管理，才能進行有針對性的治理。按照低產(chǎn)低效井不同的生產(chǎn)特征，可將其分為3種類型：高含水低產(chǎn)低效井、能量不足低產(chǎn)低效井及投產(chǎn)低液量低產(chǎn)低效井。

（1）高含水類型特征主要表現(xiàn)為日產(chǎn)液量正常，含水率很高，因此產(chǎn)油量很低，導致低產(chǎn)低效（日產(chǎn)油量小于0.5t，且含水大于80%）；

（2）能量不足類型特征主要表現(xiàn)為初期具有一定的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量，但是產(chǎn)液量和產(chǎn)油量下降較快，含水平穩(wěn)或緩慢上升，目前產(chǎn)量低，動液面低（日產(chǎn)油量小于0.5t，且含水小于40%）；

（3）投產(chǎn)低產(chǎn)類型特征主要表現(xiàn)為投產(chǎn)初期即產(chǎn)液量低、產(chǎn)油量低，含水率低，目前依然產(chǎn)油量低（目前日產(chǎn)油量小于0.5t，且初期日產(chǎn)油量小于1t）。

2.2 分布特點

從位置分布情況看，研究區(qū)南部所占的比例最大，主要分布于菱形井網(wǎng)區(qū)域。從分類情況看，以能量不足低產(chǎn)低效與投產(chǎn)低產(chǎn)低效井為主，其中高含水低產(chǎn)低效井34口，占全部低產(chǎn)低效井的17.2%，能量不足低產(chǎn)低效井104 口，占全部低產(chǎn)低效井的52.5%，投產(chǎn)低液量低產(chǎn)低效井60口，占全部低產(chǎn)低效井的30.3%。

3 低產(chǎn)低效井原因

3.1 地質(zhì)原因

（1）儲層物性差。在注水開發(fā)過程中，水線在不同方向上推進速度不同，物性越好，水線推進越快，導致物性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。

從油井產(chǎn)量與油層厚度、滲透率、地層系數(shù)亦可知：產(chǎn)能與油層厚度和滲透率相關性較強，油層厚度越薄、滲透性越差的部位，日產(chǎn)油相對較低（圖1）。

圖1 研究區(qū)孔隙度、地層系數(shù)與初產(chǎn)關系圖

研究區(qū)孔隙度低于10%，滲透率低于1mD 的油井有30口，厚度平均為12.86m，主要分布于油藏邊部，研究區(qū)有30口油井由于儲層物性差導致低產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液2.23m3，日產(chǎn)油1.2t，含水37.15%；2019 年10 月平均單井日產(chǎn)液0.46m3，日產(chǎn)油0.28t，含水32.47%，主要分布在區(qū)塊邊部。

（2）平面非均質(zhì)性強。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。

統(tǒng)計表明：莊166井長81砂組和莊168井長82砂組屬于中等非均質(zhì)型；莊131、莊檢1井長82砂組屬于中等偏強非均質(zhì)型；莊9井、莊檢2井長82砂組屬于強非均質(zhì)型（表1）。

表1 研究區(qū)長8油層組層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性統(tǒng)計

研究區(qū)主要開采長81、長82，非均質(zhì)性較強。長81平均孔隙度為10.38%，最大值為15.7%，最小值為7.8%，平均滲透率0.88mD,主要分布在0.16～3.4mD；長82平均孔隙度為13.35%，最大值為16.2%，最小值為10.5%，平均滲透率1.86mD,主要分布在0.64～6.78mD。

3.2 動態(tài)開發(fā)原因

（1）研究區(qū)中存在裂縫。由于裂縫滲透率遠高于儲層滲透率，一般為儲層滲透率的幾十至幾百倍，因此注水井注水過程中，注入水在地層中必然會沿著裂縫呈線狀突進，降低水驅(qū)波及面積，且油井暴性水淹。此類井多造成油井裂縫型水淹井，一般表現(xiàn)為油井初期生產(chǎn)穩(wěn)定、產(chǎn)液量高、產(chǎn)水量高，見水后在較短時間內(nèi)含水率即到達高含水階段、產(chǎn)量遞減快，沒有明顯的含水上升過渡段，生產(chǎn)后期持續(xù)低產(chǎn)低效的情況。

利用示蹤劑測試可進一步落實測試井組的水驅(qū)方向和注采對應關系,為注水調(diào)配提供依據(jù)。2015 年以來對研究區(qū)及附近進行了19 個井組20 井次的示蹤劑測試。示蹤劑確定裂縫或者微裂縫的方向主要為NEE-SWW、NNE、SEE向（圖2）。裂縫發(fā)育具有多向性特征。研究區(qū)水淹井84口，占其總井數(shù)的28.8%，由于研究區(qū)井網(wǎng)形式復雜，水淹方向比較分散，以NNE、SEE向為主（圖3），與裂縫方向基本一致。

圖2 示蹤劑確定裂縫或微裂縫方向圖

圖3 水淹井方向統(tǒng)計圖

（2）近年措施強度大油井見水或水淹造成低產(chǎn)。2010～2019年，全區(qū)共有200口油井共計實施措施283次，其中245次壓裂措施，有64口油井進行過兩次以上的壓裂（圖4）。

圖4 研究區(qū)歷年油井措施井次情況圖

研究區(qū)水淹井共84口，占總井數(shù)28.8%，其中由于注水井、油井初期改造溝通人工裂縫造成水淹井30口；由于壓裂改造形成垂直于最大主應力方向而溝通天然裂縫與油井壓裂縫的水淹井45口；由于注水持續(xù)進行而打開閉合的天然裂縫造成的水淹井9口。水淹井平均單井日產(chǎn)液1.54t，平均單井日產(chǎn)油幾乎為0。

（3）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)。研究區(qū)盡管砂體整體發(fā)育，但是砂體小層規(guī)模較小，特別是在垂直物源方向上，砂體寬度較小，井與井之間往往呈砂體接觸或疊置關系，那么在不同砂體疊置或接觸位置，就存在巖性或物性夾層，這種夾層在開發(fā)過程中對流體滲流起遮擋作用，導致油水井間不能形成完善的注采系統(tǒng)。隨著油田開發(fā)時間的延長，注水后油井地層能量得不到補充，導致油井地層能量不足低產(chǎn)低效。

從歷年壓力平面圖上看（圖5），研究區(qū)由于注水不受效，油井水淹后形成無效驅(qū)替，造成近兩年中南部油層壓力呈下降趨勢，目前地層壓力保持水平為87%，日產(chǎn)油亦呈下降趨勢，目前中南部平均單井日產(chǎn)油0.34t；東部14口井地層壓力相對較低，造成油井產(chǎn)能低，平均單井日產(chǎn)油0.3t。

圖5 研究區(qū)2018年、2019年壓力與日產(chǎn)油平面圖

例如：南部注水井莊171-27在2017年6月注水剖面測試呈尖峰狀，目前注水導致油井莊170-26、莊172-28 地層壓力達到22.74MPa 和19.71MPa，含水上升快，有水淹的跡象。

4 治理對策建議

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低效油井開采狀況[12]。綜合目前研究區(qū)實際生產(chǎn)狀況，結合歷年有效措施，對低產(chǎn)井的治理對策有以下幾類：

（1）完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度。綜合油井當前生產(chǎn)特點進行補孔，完善注采井網(wǎng)，補孔油層厚度及補孔層段與原射孔層段間隔夾層的厚度及分布，確定優(yōu)先補孔層段，另外長82油層局部動用和注采關系完善。

例如：莊175-20 井，2012 年8 月投產(chǎn)，測井解釋長822中段及下段油層未射孔投入生產(chǎn)，對應1口注水井，相應層位已射孔，為發(fā)揮油井開采潛力，提高采收率，可對油井未射孔段補孔，完善注采井網(wǎng)。

（2）吸水剖面治理，提高水驅(qū)動用程度。根據(jù)各個層系吸水形態(tài)特征，優(yōu)選不吸水、尖峰吸水的井實施措施，重點以暫堵酸化調(diào)剖及選擇性增注為主。針對指狀、尖峰狀吸水采取暫堵酸化調(diào)剖，需對研究區(qū)13口井進行暫堵酸化；針對一段或多段不吸采取選擇性增注等措施，需對研究區(qū)15口井進行選擇性增注措施。

（3）措施改造，提高采收率。

①重復壓裂：對于初期產(chǎn)量相對較高的井而且壓裂次數(shù)少且目前低產(chǎn)的井進行重復壓裂，目前研究區(qū)有4 口井投產(chǎn)后未采取過措施，且油層厚度大于10m，可對其進行重復壓裂。

②暫堵壓裂，改善油藏水驅(qū)狀況：針對目前含水高、低產(chǎn)液的井進行暫堵壓裂，通過停注觀察、單層控水及示蹤劑檢測手段，判斷來水方向。2018 年進行了大規(guī)模的微球調(diào)剖，總共涉及8 條干線水井120 口，對應油井234口的大規(guī)模微球調(diào)驅(qū)，實施措施后的區(qū)域含水整體延緩了產(chǎn)量遞減，研究區(qū)南部區(qū)域目前單井日產(chǎn)油0.75t/d，含水27.2%。

5 結論

（1）根據(jù)多年的開發(fā)經(jīng)驗，將產(chǎn)能低于0.5t/d 的油井定為低產(chǎn)井，低產(chǎn)井南部所占的比例最大，主要分布于菱形井網(wǎng)區(qū)域。按照低產(chǎn)低效井不同的生產(chǎn)特征，可將其分為3種類型：高含水、地層能量不足和投產(chǎn)低產(chǎn)低效井，Z區(qū)以能量不足低產(chǎn)低效與投產(chǎn)低產(chǎn)低效井為主。

（2）造成Z 區(qū)油井低產(chǎn)低效的主要因素分為地質(zhì)因素與開發(fā)因素，地質(zhì)因素包括儲層物性差、平面非均質(zhì)性強等因素，開發(fā)因素包括儲層裂縫發(fā)育、近年措施強度大油井見水或水淹、地層能量低等原因。

（3）通過分析造成低產(chǎn)低效井的原因及對比歷年措施成果情況，對目前的低產(chǎn)低效井提出完善注采井網(wǎng)、治理吸水剖面、重復壓裂及暫堵壓裂措施建議，暫堵壓裂中微球調(diào)剖效果顯著。