谷104長6油藏提高單井產量技術研究

胥中義，湯仁文，毛建文，張 維，別勇杰，莊 潮

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳旗油田谷104區位于陜北斜坡帶的中西部，吳起地區長6油藏頂構造簡單，同樣為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一組鼻狀隆起，隆起幅度10～15 m，且內部有兩個微形鼻狀構造，幅度2～4 m。沉積環境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開發層系長6油藏，孔喉組合以小孔隙吼型為主，平均喉道半徑為0.19 μm，屬小孔喉高密度分布。原始地層壓力15.5 MPa，飽和壓力5.83 MPa，屬于典型的低壓低滲油藏。

1 砂體展布

吳起地區長6油層屬于三角洲前緣相帶沉積，區域上是由東北方向的榆林－橫山三角洲的前緣部分。從沉積微相的平面展布特征來看，水下分流河道的方向為東北－西南方向，在區內可明顯分出兩支次水下分流河道，不同時期的沉積微相有一定的繼承性，但也有一定的變化。長63油層是在淺湖環境中沉積的，以三角洲沉積體系中的前緣亞相為主，水下分流河道與殘留河口壩是其主要沉積微相，物源來自于為鄂爾多斯盆地北部的陰山古陸，方向為北東-南西向，沉積微相為三角洲水下分流河道，研究區內由北向南發育4條砂帶，砂帶寬度2～4 km。

圖1 吳旗油田長63沉積微相圖

圖2 吳旗油田長63油藏綜合圖

表1 薛岔作業區谷104區綜合數據表

2 生產概況

截止2013年12月底，谷104長63油藏開采油井183口，井口日產液287 t、日產油162 t、綜合含水43.6%，平均單井日產液1.57 t、單井日產油0.88 t，平均動液面1 478 m；注水井73口，日注量1 885 m3，單井日注水25 m3，月度注采比5.3。單井產量小于0.5 t的井有85口，占總開井數46.4%（見表1）。

3 影響單井產量因素

3.1 油藏局部物性較差，單井產能低

谷104區長63儲層屬于三角洲前緣沉積，發育水下分流河道、河道側翼及河道間灣，河道側翼由于隔夾層發育，物性變差，目前谷104單井產能僅為0.90 t，大于1.5 t油井僅分布于油藏北部，油藏南部單井產能0.57 t，物性差，注水不見效；產量小于0.5 t的井有82，占油井總數的45.5%，低產井比例大，單井日產油0.20 t，含水73.4%。其中新17單元主要是是儲層物性差，注水不見效，油藏有效壓力驅替系統尚未建立，油井一直低產低效；高56單元主要是儲層本身物性差，且儲層原始高水飽，投產即見地層水，治理難度大，物性參數（見表2）。

3.2 剖面吸水狀況變差，油井含水上升

谷104單元油層隔夾層發育，儲層非均值性強，注入水單層突進，吸水剖面由均勻變尖峰，不均勻吸水比例高66.7%，平面、剖面水驅不均，油井投產后含水上升速度快，穩產難度大。截止目前見注入水油井85口，占見水井的71.4%，主要分布于新17單元裂縫見水及油藏北部谷104單元裂縫孔隙型見水，同時受層內、層間注入水影響，來水方向、見水層位復雜，治理難度大，其中試油出大水未投產油井10口，投產即見注入水12口，投產后受儲層微裂縫以及非均值性影響后期新增見水井11口，產能損失25 t/d，儲量失控嚴重。

3.3 局部微裂縫發育，造成油井水淹

由于長63油藏存在發育完全的天然裂縫以及后期改造人工裂縫，油水井投入生產后裂縫滲透率（10.53×10-3μm2）遠遠大于孔隙滲透率（平均0.39×10-3μm2），裂縫成為優勢水驅油通道，水驅油過程主要發生在裂縫中，孔隙中水驅效率非常低，油井往往會出現暴性水淹，動態表現就是投產即見水，或者含水突升，液面、液量大幅上升。

根據谷46-104的成像測井顯示，該區域長63油藏局部微裂縫發育，且高角度裂縫上下貫通，長612注入水向下濾失和層內長63注入水沿微裂縫突進的共同作用是該區油井見水主要控制因素。

表2 谷104分單元物性參數表

表3 儲層非均質性系數統計對比表

表4 谷46-104裂縫發育情況統計表

圖3 谷46-104井長63頂部成像特征圖

4 治理對策

4.1 實施不穩定注水技術

谷104區主要以水下分流河道沉積為主，表現為正韻律沉積，微觀上顆粒下粗上細，容易在下部形成優勢通道，吸水剖面上表現為吸水下移。2012年冬季谷104北部正常注水時，油井含水持續上升，含水上升速度1.4%每月，2013年針對北部高產區谷52-103等8口注水井實施不穩定注水，井組內對應36口油井含水保持穩定，其中6口井含水下降，綜合含水由34.2%下降到25.6%，單井產能由0.94 t/d上升到1.10 t/d，累計增油421 t。實踐證明不穩定注水對于正韻律沉積環境的水下分流河道適應性較好，能夠緩解油井含水上升速度。

4.2 加強剖面治理，改善水驅狀況

加大注水井吸水剖面治理力度，改善水驅狀況，提高水驅動用程度，開展分層注水、深部化學調剖、暫堵酸化等治理措施，逐步提高水驅油效率，提高油藏開發水平。

針對主力層段多段動用，上下射孔段吸水不均且射孔段滿足分注條件注水井實施層內分注，改善剖面水驅，提高吸水厚度。

針對底部尖峰吸水，吸水厚度小，注入水單層突進，井組內油井含水上升，開展化學堵水調剖措施，改變水驅方向，迫使水驅厚度增加均勻推進。

谷60-97于2012年5月20日實施調堵水，對應2口水淹井谷60-96、谷62-96井均見到較好效果，其中谷60-96含水由100%下降到46.3%，液面由套返下降至865 m，見效周期1個月；谷62-96含水由100%下降到35.4%，液面由套返下降至932 m，含鹽由8 563上升到17 642 mg/L，見效周期15天。針對同一層段內不同部位指狀或尖峰吸水，實施暫堵酸化措施。谷48-105井實施暫堵酸化后分注，吸水厚度增加，吸水狀況由指狀吸水變均勻吸水。

4.3 加強油井措施引效，提高單井產能

谷104區產量小于0.5 t的井有85口，占油井總數的6.4%，單井日產油0.19 t，含水74.6%。低產井比例大，單井產量低。

4.3.1 開展油井堵水，恢復水淹井產能 受儲層微裂縫、油藏水驅差影響，谷104綜合含水不斷上升，水淹井數量逐漸增加，為了改善水驅效果，抑制油井含水上升速度，2013年在谷104北部實施整體堵水調剖，封堵見水裂縫，并由原來的單方向注水井堵水轉變為油水井雙向堵水。

4.3.2 開展措施解堵，恢復單井產能 針對部分井油井近井地帶地層堵塞造成油水兩相滲透率發生變化，動態上表現為產能突降，含水上升，壓力保持水平較高，表皮系數較大，實施酸化解堵措施，目前谷53-103酸化后日增油2.37 t，累計增油62 t，措施效果較好。

4.3.3 開展壓裂等儲層改造試驗，提高單井產能 谷104區受儲層物性差等因素影響，注水不見效，整體上地層壓力保持水平較低（84.6%），通過對壓力保持水平較高的井開展壓裂引效，對儲層進行二次改造，提高近井地帶滲透率，從而提高單井產能。

5 結論

（1）谷104區長63儲層屬于三角洲前緣沉積，發育水下分流河道、河道側翼及河道間灣，河道側翼由于隔夾層發育，儲層物性差，谷104單井產能僅為0.90 t。

（2）不穩定注水政策在谷104區水下分流河道的正韻律沉積環境中適應性較好。

（3）通過開展分層注水、深部化學調剖、暫堵酸化等注水井治理措施，改善剖面吸水狀況，提高水驅動用程度，有效提高單井產能。

（4）針對不同的低產原因，采取油井堵水、酸化解堵、壓裂引效等治理對策，有效提高單井產能。

[1]王玉龍，高長旺，等.提高單井產能技術在長慶低滲透油田中的應用[J].石油化工應用，2011，30（3）：31-35.

[2]達引朋，任雁鵬，等.低滲透油藏中高含水油井提高單井產量技術研究與應用[J].石油化工應用，2011，30（12）：18-42.