胡尖山油田胡154區低產低效井綜合治理技術探討

劉文龍，鄭禮鵬，楊夢濤，王 剛

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020）

胡尖山油田胡154區低產低效井綜合治理技術探討

劉文龍，鄭禮鵬，楊夢濤，王 剛

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020）

胡尖山油田胡154區屬于低滲、低壓、低產“三低”油藏，針對胡154區油田開發實際情況，本文先從低產低效井分類入手，在分類基礎上從地質因素和后期開發方面分析不同類型低產低效井的成因，最后通過生產動態數據分析，針對不同類型的低產低效井制定合理的治理技術，對今后胡154區低產低效井的治理起到一定的指導作用。

胡154區；低產低效；成因機理；治理技術

胡尖山油田長4+5油層組屬湖泊相三角洲沉積體系，總體上為相對較穩定的淺-半深湖-三角洲沉積環境[1]。主要儲集砂體為水下分流河道，無邊底水，原始驅動類型屬彈性溶解氣驅，屬于低滲、低壓、低產“三低”油藏。胡尖山地區內長4+5油層組厚90 m～110 m，自下而上可細分為長4+52和長4+51兩個油層，巖性主要為灰色、灰綠色極細～細粒、細粒巖屑質長石砂巖為主，含少量長石質巖屑砂巖。其中長4+52油層中、下部的三角洲前緣砂體相對發育，為有利儲層發育的層位之一。而長4+52油層上部和長4+51兩個油層主體為大套的暗色泥巖沉積，因此，即是長4+52油層和長6油層組的蓋層，又是長3和長4+5油層組的生油層。

胡154區塊長4+5頂面構造整體呈現出東高西低的特點，與區域上西傾單斜的構造背景相符，且各小層的頂面構造具有很強的繼承性。由于差異壓實作用，區塊多處可見東西向或近東西向的鼻狀隆起構造帶。除此之外，區塊中部還發育一些低幅度、延伸略短的東西向鼻狀構造。這些鼻狀構造帶總體近于平行，形成了區域西傾單斜背景，鼻狀隆起呈東西向展布的構造格局。該區自2007年開始，實施超前注水滾動開發，經過10年開發，油區的低產低效井逐年增多，為保證油田的穩產開發，本文分析不同類型的低產低效井成因，制定合理的治理對策，充分挖掘低產低效井潛能。

1 低產低效井現狀及成因分析

1.1 現狀及分類

胡154區塊油井總井數546口，油井開井數510口，平均單井產能1.4 t，其中產能小于0.5 t的油井117口，占開井數的22.9%。注水井總井數184口，開井數174口，日注水平5 600 m3，單井日注32 m3，月注采比3.07，累計注采比2.81。根據胡154區長4+5油藏開發經驗及低產井的液量和含水級別來看，低產井大致可分為兩類：低液量型和高含水型。

1.2 低產低效井成因分析

1.2.1 地質因素

1.2.1.1 油層物性差導致低產 主要分布于油藏邊部，胡154區有42口油井由于儲層物性差導致低產，試油平均日產油9.7 m3，日產水7.4 m3。投產初期日產液 3.69 m3，日產油 1.16 t，含水 62.6%；2015 年 12 月平均單井日產液2.71 m3，日產油0.27 t，含水81.3%，主要分布在區塊邊部。

1.2.1.2 高水飽區造成低產 有65口低產井位于區塊東南部、南部高水飽區域，31口井平均含油飽和度為45.5%，試油平均日產油8.5 m3，日產水7.0 m3，投產初期日產液4.38 m3，日產油0.82 t，含水77.7%，其中40口井目前已關停。

1.2.1.3 平面非均質性 從儲層平面上看,在同一沉積時期，由于距離盆地沉降中心或物源遠近不同等原因，造成砂體不同部位的物性、滲透率存在差異。在注水開發過程中，水線在不同方向上推進速度不同，導致物性、滲透率較好方向上的油井容易水淹，而物性差的區域油層動用程度差，易形成低產低效井。

統計表明，胡154區長4+5油層平均級差、變異系數、突進系數分別為 10.87、0.40、1.61。長 4+51非均質性較強，長4+52非均質性較弱（見表1）。

在此基礎上，對長4+52油層進行進一步的非均質性評價，其中長4+521非均質性較強，長4+522非均質性較弱，長4+523非均質性最弱（見表2）。

綜合評價長4+5油層非均質性，應為中等偏均質儲層。

儲層平面非均質性是指一個砂體的幾何形態以及砂巖體內孔隙度、滲透率的空間變化所引起的非均質性。在單個井組內部，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，進而反映到整個區塊。在注水開發的過程中，注入的驅替劑往往沿著滲透率相對高值前進，而這些相對系數高的井位可能就是驅替效果好的區域。

胡154區長4+51、長4+521的井組滲透率比值較大（見表 3），長 4+522、長 4+523相對均質，說明長 4+522、長4+523注水效果相對較好。該區主要開采長4+521層，非均值性較強。

1.2.1.4 剖面非均質性 剖面非均質性是指單油層內部及多油層層間儲層物性變化。沉積韻律是造成層內非均質性的主要原因。注水開發過程中，對于正韻律油層，注入水首先沿底部高滲帶向前突進使底部水淹，注入水波及體積小，層內儲量動用狀況極不均勻；而反韻律油層，注水首先沿上部高滲透層段向前推進，同時在重力作用下，注入水進入底部低滲透層段，使油層縱向水驅均勻。從層間上看，由于沉積環境變化導致層間物性差異大，表現為各層開采速度不一致，高滲透層采油強度大，含水上升速度快，低滲透層采油強度低，注水難以見效，使開發效果受到影響。分層開采不平衡的根本原因是層間滲透率的差異，導致層間采出量或注入量也不同。

1.2.2 開發因素

1.2.2.1 小層較多，注采對應關系不明確 胡154區層間隔夾層發育，部分井組注采對應性差，部分井油井動用，但注水井未注水，以及部分層注水井長期注水，油井未動用的情況造成油井不能見效或者無效注水，油井動態跟蹤及分析無效。

1.2.2.2 地層能量分布不均衡 雖然胡154區注采井網不斷完善，但由于地層非均質性及分層配注合格率低等因素，使局部地區注不夠水，造成地層壓力保持水平低，周邊油井低產（見圖1～圖3）。

表1 胡154區長4+5油層層內滲透率非均質性統計

表2 胡154區長4+52油層層內滲透率非均質性統計

表3 胡154區長4+5各注水井組滲透率比值統計

圖1 壓力分布圖（2014年）

圖2 壓力分布圖（2015年）

圖3 壓力分布圖（2016年）

1.2.2.3 開發層位多，水驅規律復雜，注水調控難度大因儲層物性差異較大，合理注采比難以確定，注水容易沿高滲透突進導致含水上升。根據示蹤劑監測結果可以看出，該區水驅規律復雜，見水方向呈現出多方向性，且開發層位較多，見水方向及層位難以判斷，注水調控難度增大。2016年區塊有47口油井平均含水由32.3%上升至53.2%，表現為多個見水方向，控水難度較大（見圖4）。

1.2.2.4 近年措施強度大油井見水或水淹造成低產2010年至2016年，全區共有332口油井共計實施措施535次（見圖5～圖7）。

1.2.2.5 平面非均質性強，區塊壓力分布不均，地層能量低造成低產 根據近三年壓力資料統計顯示，地層壓力逐步恢復，低壓區面積進一步縮小，2016年該區地層壓力15.0 MPa，保持水平96.8%，保持合理；但是測試結果發現區塊壓力分布不均，存在局部高壓和局部低壓現象，2009年至2011年測壓資料表明，油藏平均壓力逐步上升并保持在原始壓力附近，雖然平均壓力變化不明顯，但是高低壓力分異現象明顯，不同區域壓力不均衡現象越來越明顯（見表4）。

圖4 安178-23井組示蹤劑監測

圖5 胡154區塊近年措施井措施次數統計

圖6 胡154區塊近年措施井數統計

圖7 胡154區近年措施見水井統計

表4 2014-2016年測試靜壓數據統計表

有52口井由于處于低壓區，地層能量低，造成油井產能低，平均單井日產油0.42 t。

例如：安154-66井測試壓力保持水平為66.4%，壓力保持水平低，日產液量0.98 m3，沉沒度0 m。

1.2.2.6 油層堵塞造成低產 油層損害導致儲層滲透性下降，是油井產能下降的一個重要因素，造成油層堵塞的原因較復雜,主要包括微粒運移、黏土礦物水化膨脹、無機垢、有機垢、生物垢及外來顆粒堵塞，從而導致水井低注、油井低產。有34口井油層物性較好，試油日產純油22.1 t，投產初期單井產能高，平均單井日產油為2.97 t；由于地層堵塞造成產能下降，平均單井日產油0.59 t。

例如：安171-29井，2008年8月投產，投產初期日產液7.5 m3，日產油5.5 t，含水14.1%，液面703 m；2017年1月日產液0.77 m3，日產油0.32 t，含水51.2%，液面1 750 m，其對應注水井安170-29、安172-29注水正常。

2 低產低效井治理對策

低產低效井的治理通常采取的方法有：查層補孔、深部調驅、注采調整、井網調整、措施改造等方法來達到改善油井低效開采狀況。根據目前胡154油區實際生產狀況，深化綜合地質研究，是治理低效井的根本；及時注采完善，是提高低效區塊、低效井組開發效果的有效手段；強化兩個剖面的調整和注水動態調整，努力穩油控水；優化措施方案，努力提高單井產量；搞好工藝配套和工作制度的優化。

2．1 查層補孔，提高剖面動用程度

2.1.1 不斷完善注采井網，提高儲量的控制和動用程度 胡154區長4+5油層隔夾層發育，層系復雜多變，2015年通過查層工作，對全區油田的注采井網和注采關系進行完善和調整，對小層重新認識。重點針對由于儲層物性差造成的低產井進行層位復查，對目前開采層位無潛力的油井實施補孔壓裂，同時對有采無注注水井進行補孔分注，提高剖面動用程度。形成高產穩產的良好開發形勢。

例如：安162-41井位于胡154區，2008年10月投注，注水層長4+521層，對應8口油井，其中3口油井已打開長4+522層，為達到精細注水要求，減少層間矛盾，2016對該井長4+522層進行補孔分注，擴大水驅波及體積，提高驅油效果。井組采長4+522層油井單井產能由1.77 t上升到2.33 t。

2.1.2 調整注采關系，謀求注采平衡 2016年根據不同油藏開發技術政策結合油井生產動態，不斷精細平面注水調整。具體做法：對注水量不清，加大投撈次數；對地層能量高，油井含水升高的，降低配注；對地層能量低，在不影響含水升高情況下，升高注水量，加強對地層能量補充。

例如：2016年對64口注水井進行85次配注調整，其中下調26井次，上調59井次，22口注水井配注進行多次調整。安174-23井2016年1月配注由15 m3下降到10 m3，對應油井含水由81.9%下降到66.3%，油量由2.48 t上升到4.37 t。

2.1.3 改善吸水剖面 對剖面上吸水不正常的小層，采取措施增注等措施，改善其吸水狀況，具體做法：對因注水壓力升高無法達到地質配注要求的水井實施降壓增注措施；對多段射開、存在一段或多段不吸水；或吸水為尖峰指狀的注水井實施酸化調剖；因儲層物性差等原因對新投注水井達不到地質配注的實施酸化或爆燃壓裂。

例如：2016年對胡154區17口注水井進行剖面治理，累計增注33 586 m3。

2．2 措施改造，提高單井產量

2.2.1 酸化壓裂措施，改善有效滲透率 2016年對胡154區油井進行仔細摸排，其中82口油井表現為儲層條件較好，低液量、低含水、動液面持續下降，地層能量保持水平較好，分析認為是油層堵塞造成的，對這些油井進行壓裂、酸化等解堵措施，其中57口油井措施有效，單日增油39.7 t，累計增油7 749 t。

2.2.2 查層補孔，提高采出程度 2016年通過對154油區油層復查和剩余油分布研究的挖掘工作，對54口油井實施查層補孔技術，目前日增油40.5 t，累計增油10 185 t，使一些無效生產井轉換為效益生產井。

2.2.3 堵水調剖，改善油藏水驅狀況 通過停注觀察、單層控水及示蹤劑檢測手段，判斷來水方向。2016年胡154區實施深部調驅19口，對應100口油井中33口井見效，日增油24 t，累計增油4 556 t。注水井微球驅實施23口，對應油井76口，見效井30口，見效比39.5%，有效井日增油17.1 t，累計增油1 627 t。

3 建議和結論

（1）在油田開發中，低產低效影響著油田整體開發效益，通過不斷摸索、技術改造，將一部分低產無效益井轉為有效益井是可行的。

（2）通過對低產低效井的研究發現：地層能量保持低及區域能量不平衡、儲層物性差、地層堵塞是低產低效井的三大主要原因。

（3）在目前，壓裂酸化，堵水調剖是提高油井產量的有效手段，使原來的低產低效井變為有效井。

（4）針對154區塊開發層位較多，隔夾層發育，層間非均質性強，易出現部分層段不吸水、吸水性差、指狀、尖峰狀吸水部分油井出現“有采無注”等問題，加快注水井補孔分注進度，完善注采層位，強化注水、精細注水，提高單層壓力保持水平，提高波及系數，提高采收率。

（5）根據各注水井組不同的地質特點、吸水能力以及連通性的差異，按照整體考慮、上下兼顧的原則，采取滾動調整，跟蹤監控的辦法，實施多元化注水，在補充地層能量的同時，也要考慮抑制油井含水上升；加強注采調配，不斷摸索合理的調配方式；總體上以溫和注水為主，在平面上加強低部位注水強度，適當控制高部位注水；對重點井組、低含水井區實施長周期弱注、其他井區實施短周期強注。

（6）降低胡154油藏措施強度，加強對油藏含水上升的控制，對油藏實施整體大規模控水措施。

（7）縮短注水井洗井周期，加強清水過濾器反沖洗，確保注入水的質量，加強監督洗井現場施工質量，加強對清水及污水水質的跟蹤監測，做到有問題及時解決，確保水質達標，減小注水井管柱結垢，提高投撈調配成功率，同時確保注入水與地層巖石的配伍性，防止地層堵塞，滲透率下降。

（8）加強投撈調配力度，對動態變化較大的井調配周期由4個月縮短為2個月，確保單層配注及時調整，提高水驅效率。

（9）加強分層測壓監測工作量，及時掌握小層能量狀況，以利于注水強度的調整。

（10）加強分注井吸水剖面監控力度，確保及時掌握單層吸水狀況。

（11）卡封高含水井層，及時改變注入水驅替方向,提高驅油效率。

（12）對因限電等因素影響的注水量進行溫和補水，補充地層能量。

［1］ 路向偉，張翠萍.胡尖山油田胡154區精細分層注水效果分析［J］.地下水，2013，35（2）：33-35.

TE331.3

A

1673-5285（2017）07-0044-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.010

2017-04-27