G271區塊低產井治理技術研究

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）

G271區塊低產井治理技術研究

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油藏由于儲層物性、剖面狀況等因素，導致低產井比例大，本文重點分析了G271低產井形成的原因，并根據治理效果，探索各個單元注采調整、剖面治理、油井增產措施等為手段的低產井治理措施。

G271；低產；開發特征；措施

1 低產井現狀

截至目前G271區開油井441口，0≤Q＜1.0低產井205口，占總井數49.8%，占總產能27.5%，目前平均油量0.59 t。

2 低產原因分析

2.1 儲層物性差，隔夾層發育

G271區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育穩定，東西兩側剖面快速尖滅，河道中心部位向兩側巖性逐漸變細，泥質含量也在不斷增加；G269、G201和L52單元物性較差，隔夾層發育，單井產能低（見表1）。

2.2 油藏局部平面、剖面水驅不均，水驅動用程度低

受長8儲層非均質性影響，油藏局部剖面水驅不均明顯，水驅油效率低。油藏平均吸水厚度10.76 m，均勻吸水井比例為32.9%，水驅動用程度74.4%，指狀、尖峰狀吸水比例大，剖面水驅狀況依然較差。

平面上，G271井區砂體由北向南呈現出厚度逐漸變薄，連續性變差，砂體變化快；滲透率高值區主要沿北西～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，發育正、反韻律層或高低滲透段交替出現的復合韻律，油藏北部和南部發育泥質夾層，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%，壓力保持水平穩步提升。（2）G271長8壓力平面分布不均，主向壓力為21.3 MPa，側向壓力為14.6 MPa，主側向壓差大（6.7 MPa）。

表1 G271長8油藏物性統計表

圖1 G271區分單元均勻吸水比例變化柱狀圖

表2 G271長8油藏見水情況統計表

2.4 局部裂縫發育，見水井增多

長8油藏局部微裂縫發育，G271區目前裂縫見水井52口，通過驗證，G269、G201單元見水方向主要為NE108°，L52單元見水方向為NE70°。受裂縫發育影響，主向井快速水淹，側向注水不見效，壓力保持水平低，產量遞減速度快（見表2）。

3 提高單產技術研究

3.1 均衡剖面水驅，提高剖面動用

3.1.1 化堵調剖 機理研究：在注水井上進行的封堵高滲透層，減少高滲透層的吸水量，提高低滲透層的吸水量，從而擴大注水的波及體積，提高注水開發的采收率[1-3]。

技術政策：針對局部裂縫發育區注水沿裂縫推進導致裂縫主向井水淹，裂縫側向井注水不見效，產液量下降，水驅動用程度降低，2014-2016年在該區實施“連片調剖、多輪次調剖”。

注水井實施效果：壓力由14.9 MPa上升到17.2 MPa，水驅指數由4.72下降到4.55，存水率由0.87上升到0.90，可對比井吸水厚度由7.1 m下降到5.6 m，實施效果較好。

采油井實施效果：對應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，合計日增油4.85 t；調剖井組含水由36.5%下降到36.2%，月度遞減由1.33%下降到0.28%；井組可對比井2口，水驅主向水淹井由32.6 MPa下降到27.88 MPa，側向井由14.61 MPa上升到16.13 MPa，主側向壓差減小，整體實施效果較好。

3.1.2 聚合物微球驅油 機理研究：聚合物微球初始粒徑小能進入地層深部，遇水會膨脹，作用于地層深部的較大孔喉、孔道，對孔喉能封堵，且不堵死，能突破，會運移，不會造成地層傷害，能夠實現連續封堵，使注入水轉向，擴大波及體積，提高采收率。

技術政策：針對油藏中北部高滲層見水區域，及前期調剖區域實施注微球試驗10井次。

扣除措施井，對應油井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口可對比吸水厚度由10.0 m上升到12.14 m，水驅儲量動用程度提高了15.8%；平面水驅得到一定改善，注微球區域壓力保持水平高89%，水驅波及范圍擴大。

表3 2016年不穩定注水效果統計表

3.2 精細注采調整技術

3.2.1 不穩定注水 機理研究：周期性的改變注水量對油層施加脈沖作用，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，減緩注水單向或層間指進，從而恢復油井生產能力。

技術政策：開展不穩定注水22井次。注水制度：注12 h，注20 d，停10 d。

效果：對應油井89口，見效6口，日增油0.16 t，調整井組綜合含水由44.9%下降到31.8%，油井遞減減緩（見表3）。

3.2.2 合理流壓 通過對全區流壓進行核實，目前全區流壓為7.6 MPa，根據流壓與單井產量、含水關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 實施措施引效，提高單井產能

合理工藝措施：根據單元儲層物性、油井動態反映及地層能量狀況，選擇有效的措施改造方式及措施強度。

G271區2016年實施33井次，目前有效27井次，日增油13.8 t，單井日增油0.51 t，累計增油3 635 t，降低遞減1.7%。

3.4 完善注采井網，實現注采對應

G271區部分井網不完善，為減緩加密區遞減，2014-2015年在2014年加密區域實施油井轉注4口，方向井地層壓力上升快，水淹風險大；側向加密井遞減減緩，月度遞減由11.7%下降到1.8%。除去水淹井影響，加密井轉注見效期為4～7個月，初期產量越高，轉注時間越早，加密井越早穩產，后期單井產能就越高。

4 結論與認識

通過低產井現狀、低產井成因分析及低產井治理技術研究，得到以下四方面認識：

（1）通過對低產井進行分析，儲層物性差，近井地帶污染嚴重或地層堵塞，井網不完善、地層能量保持水平低是導致低產的主要原因。

（2）結合G271區采油井低產原因，優先實施注水井剖面、平面水驅矛盾治理，培養油井措施潛力，逐步在治理區域結合儲層物性、地層能量等因素實施采油井措施引效，提高單井產能。

（3）針對裂縫發育、高滲帶區及剖面吸水狀況差的區域，實施化堵調剖、注微球可有效提高油藏剖面、平面水驅狀況。

（4）均衡采液強度，同時及時完善注采井網，優化注采對應關系，可有效降低遞減速度。

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

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

［3］ 毛建文，王文剛，等.耿271長8油藏水驅開發特征分析及穩產技術研究［J］.石油化工應用，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年畢業于成都理工大學，資源勘查工程，學士學位，現為長慶油田第九采油廠劉峁塬采油作業區生產技術室技術員。