董　旭，韓　亮，張寶權(quán)，趙　淼

(延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600)

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L區(qū)塊低產(chǎn)低效井治理對策研究

董旭，韓亮，張寶權(quán)，趙淼

(延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600)

L區(qū)塊油層物性差、層內(nèi)矛盾突出、注水網(wǎng)絡(luò)不完善，導(dǎo)致整體開采效果差，低產(chǎn)低效井多，嚴(yán)重制約長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。針對此問題，分析了低產(chǎn)低效井出現(xiàn)的主要原因，并提出針對性的治理措施。研究結(jié)果表明，研究區(qū)低產(chǎn)低效井主要表現(xiàn)為低液量及高含水。通過該區(qū)塊地質(zhì)因素與開發(fā)因素的研究，發(fā)現(xiàn)低產(chǎn)低效井出現(xiàn)的原因主要為儲層物性差、非均質(zhì)性強、注水滯后、天然裂縫發(fā)育、油層傷害及出砂等，從而針對性地提出了完善注采網(wǎng)絡(luò)、改善水驅(qū)系統(tǒng)、提高注采對應(yīng)率、加強注水、酸化解堵、技術(shù)改層、間歇采油及提撈采油等治理措施。通過治理減少了低產(chǎn)低效井的數(shù)量，提高了平均單井產(chǎn)量。綜合遞減率、自然遞減率同比分別下降2.1個百分點和1.8個百分點。該研究措施對相鄰區(qū)塊治理低產(chǎn)低效井，降低遞減率有著借鑒意義。

低產(chǎn)低效井；地質(zhì)因素；開發(fā)因素；L油區(qū)；自然遞減率

L區(qū)塊位于陜西省定邊縣樊學(xué)鄉(xiāng)，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，構(gòu)造形態(tài)為一個向西傾伏的平緩單斜，地層傾角約為0.5°。研究區(qū)主力層位為三疊系延長組長4+5、長8油層組，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩和分流間灣沉積。油藏分布范圍廣，儲層橫向連通性較差，儲層非均質(zhì)性較強，單井產(chǎn)量低，遞減嚴(yán)重，低產(chǎn)低效井多。為了油田的長期穩(wěn)產(chǎn)，對低產(chǎn)低效井進(jìn)行系統(tǒng)的分析、治理非常重要，本文通過分析低產(chǎn)低效井的成因，提出了針對性的治理措施，并在現(xiàn)場應(yīng)用取得了一定的效果，為同類型油藏低產(chǎn)低效井治理提供借鑒[1]。

1 生產(chǎn)現(xiàn)狀及低產(chǎn)低效原因

L區(qū)塊長4+5、長8油藏為典型低孔、低滲、低產(chǎn)的“三低”油藏，自2008年規(guī)模開采以來，注水效果差，液量下降快，水淹井增多，單井產(chǎn)油量遞減快。目前共有油井283口，平均單井日產(chǎn)液2.25m3，產(chǎn)油1.06t，日均產(chǎn)油量低于0.5t的低產(chǎn)低效井有146口，占總井?dāng)?shù)的51.6%。根據(jù)所有油井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，低產(chǎn)低效井主要表現(xiàn)為低液量，導(dǎo)致產(chǎn)油量低。長停井主要包括低產(chǎn)液、高含水停井，出明水停井，發(fā)生事故需大修停井等[2]。

1.1 地質(zhì)因素

1.1.1 儲層物性差

L區(qū)塊屬于典型的特低滲巖性油藏，長4+5孔隙度主要分布在8%～9%之間，平均為9.49%，滲透率主要分布在0.3～0.4mD之間，平均為0.34mD；長8孔隙度主要分布在9%～11%之間，平均為8.20%，滲透率主要分布在0.9～1.2mD之間，平均為1.18mD。

由于物性低，儲層需經(jīng)壓裂改造后才可以正常投產(chǎn)，由于特低滲儲層的非達(dá)西滲流特征，壓裂投產(chǎn)后采用彈性及溶解氣驅(qū)為主的“衰竭式”開發(fā)方式，部分油井開發(fā)一段時間后，脫氣嚴(yán)重，供液不足甚至不出液，造成低產(chǎn)低效油井不斷增加[3]。

1.1.2 儲層非均質(zhì)性強

對研究區(qū)長4+5、長8油層組巖心資料進(jìn)行分析，各小層儲層都為強非均質(zhì)性，長4+5非均質(zhì)性更強，層間矛盾突出(表1)。研究區(qū)長4+51、長4+52、長81和長82內(nèi)普遍鉆遇泥質(zhì)夾層，長4+5主要是砂泥巖互層，長8夾層段一般出現(xiàn)在頂部(表2)。從注水井測試吸水剖面結(jié)果來看，層內(nèi)吸水多為指進(jìn)，呈尖峰狀，層內(nèi)矛盾突出。

表1　L區(qū)塊儲層層間非均質(zhì)性統(tǒng)計表

表2　L區(qū)塊儲層層內(nèi)非均質(zhì)性統(tǒng)計表

1.2 開采因素

(1)油井開發(fā)初期存在以下問題：①油層條件較差，加上早期壓裂工藝不完善，注水效果不明顯或者未見效，導(dǎo)致投產(chǎn)開始時液量就低，后期供液不足甚至無液量而停抽；②部分區(qū)域油層條件較好，初期產(chǎn)量高，但注水太晚，地層能量長期虧空，導(dǎo)致滲透率降低，注水難度增大，注水效果差；③部分注水井未轉(zhuǎn)注導(dǎo)致受益井無能量補充[4]。

(2)研究區(qū)天然微裂縫較發(fā)育。該區(qū)塊采用菱形反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，菱形對角線的長軸方向基本平行于裂縫方向或與裂縫有微小夾角，部分注水井注水壓力高，超過了裂縫開啟壓力，注入水沿裂縫方向形成水竄，個別受益油井暴性水淹，而垂直于裂縫的油井則見效緩慢，或基本不見效。加劇了注水開發(fā)的平面矛盾[5]。

(3)研究區(qū)長4+5、長8儲層弱親水、配伍性較差，加上水驅(qū)過程中出現(xiàn)水敏、速敏、注水滯后等問題，導(dǎo)致油層產(chǎn)生不可逆轉(zhuǎn)的滲透率下降，地層堵塞。L區(qū)注入水為洛河組地層水，水型配伍性較差，注水一段時間后出現(xiàn)注水注不進(jìn)現(xiàn)象[6]。

(4)油井出砂是樊學(xué)油區(qū)油井的普遍性問題。油井出砂造成設(shè)備磨損和地層堵塞，降低油井泵效，甚至損壞抽油泵，造成油井減產(chǎn)或停產(chǎn)[7]。

2 低產(chǎn)低效井治理措施及效果

低產(chǎn)低效井的治理以“預(yù)防為主，加強治理，防治結(jié)合”為方針，按照“一井一策”治理模式，對低產(chǎn)低效及停產(chǎn)井分類治理，加強地層、開采一體化治理，分析每口井的產(chǎn)能潛力，制訂合理方案，提高低產(chǎn)低效井開發(fā)效果。

2.1完善注水網(wǎng)絡(luò),改善水驅(qū)系統(tǒng)

(1)雖然L區(qū)塊注水時間長，但注水井網(wǎng)存在問題，如局部區(qū)域初期井網(wǎng)不規(guī)則，導(dǎo)致部分井組注采井距過大，主裂縫方向油井暴性水淹等，需要對某些井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，改善局部井網(wǎng)的適應(yīng)性，有效驅(qū)動剩余油。

(2)精細(xì)小層對比發(fā)現(xiàn)，部分注采井組存在單砂層注采不對應(yīng)現(xiàn)象，如有注無采、有采無注、薄注厚采等，對這類油水井實施補射孔，分層注水等措施，以提高注采對應(yīng)率，改善水驅(qū)狀況[8]。

(3)通過調(diào)剖或選擇性壓裂等措施治理由層內(nèi)非均質(zhì)性強造成的低產(chǎn)低效井。

研究區(qū)長4+5、長8油層較厚，層內(nèi)非均質(zhì)性強， 注水水線推進(jìn)速度不一致，滲透率高的部位水線推進(jìn)速度快，中—低滲透率部位水線推進(jìn)速度較低，導(dǎo)致油層水淹厚度小、無水驅(qū)油效率低、注入水利用率低。針對此問題，優(yōu)先考慮對注水井注入調(diào)剖劑封堵高滲透、大孔道部位，達(dá)到擴大注入水波及厚度，調(diào)整受效目的[9]；其次對見水嚴(yán)重的油井實施選擇性壓裂，用壓裂液攜帶暫堵劑進(jìn)入地層，避開高滲透層段，壓開中—低滲透層段，以調(diào)整出油剖面。

研究區(qū)L597井組、L106-5井組、L713-1井組等3個井組的注采層位均為長8油層組，受益油井含水上升較快，部分油井含水甚至達(dá)到90%～100%。吸水剖面、井間示蹤劑等測試分析認(rèn)為，這3個井組注水水線沿大孔道、高滲透部位快速推進(jìn)，導(dǎo)致注水波及面小、受益油井見水快、含水高；對此，3口注水井實施調(diào)剖作業(yè)，封堵高滲透、大孔道部位，避免注入水無效循環(huán)，實施后受益油井液量稍有下降、含水大幅下降、產(chǎn)油量上升(表3)。對L582-7井、L596-7井、L579-2井等9口高含水油井實施選擇性壓裂，日增油共計7.9t。

表3　注水井調(diào)剖治理效果表

(4)加強注水。L區(qū)塊很大一部分低產(chǎn)低效井是注水未及時跟上，地下能量虧空造成的。一般對注水井優(yōu)先實施增壓注水，如效果不大，則考慮解堵增注或壓裂改造等方式加強注水。同時嚴(yán)格把關(guān)注入水質(zhì)，避免油層堵塞。

研究區(qū)L118-3井、L306-2井等5口注水井注水時間長，受水質(zhì)、配伍性等影響，近井地帶壓力升高，注入壓力高，注水量緩慢下降，對此類注水井實施酸化解堵(表4)。該解堵措施主要是在低于巖石破裂壓力的條件下將酸注入地層孔隙，使酸沿徑向滲入地層，擴大孔隙空間，溶解孔隙內(nèi)的堵塞物，達(dá)到增注目的[10]。

對L3032-2井、L3032-7井、L3033-8井3口注水井為新投注井，由于儲層物性差及增注措施未跟上，投注初期就注入壓力高、注水量小，對此類注水井實施壓裂作業(yè)。注水井壓裂有別于油井壓裂，其改變了降濾失劑的用料及優(yōu)化了濾餅處理的工藝，使注入水從井底流向油層的徑向流變?yōu)閺木拙€性流向裂縫，再從裂縫中徑向流入地層。裂縫的產(chǎn)生使注入水滲流面積增大，且裂縫的滲透性遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于儲層，所以注入水從井底流向裂縫，再從裂縫流向地層的流動阻力小于從井底徑向流入地層的阻力，在相同的注入條件下注入量大幅度提高。通過以上措施注水井壓力普遍下降1～2MPa，注水量平均上升3.2m3(表4)。

表4　注水井增注效果表

2.2 酸化解堵

L區(qū)塊油井通過壓裂改造投產(chǎn)，隨著開采時間的延長及儲層流體的產(chǎn)出，黏土礦物和骨架微粒逐漸運移，其中一部分與原油混合成油泥沉積在近井地帶，導(dǎo)致儲層滲透率下降，油井產(chǎn)液量降低。

L區(qū)塊L591-4井、L3018-2井等油井儲層物性較好，初期產(chǎn)量高，在開發(fā)過程中表現(xiàn)為周期性產(chǎn)量下降，分析認(rèn)為是微粒運移至近井地帶形成淤積堵塞，該類井主要通過酸化解堵。通過酸液在儲層中流動和反應(yīng)，溶解孔隙內(nèi)的微粒及堵塞物，恢復(fù)和提高儲層滲透率，達(dá)到增產(chǎn)目的，目前共酸化解堵10井次，平均單井增油0.9t。

2.3 技術(shù)改層

L區(qū)塊在地質(zhì)資料詳細(xì)復(fù)查的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)了延9、長1、長6等產(chǎn)量較高的接替層位。對原層位無開采價值的長停井，利用水泥封堵原層位，開采新層位，措施后生產(chǎn)情況較好(表5)。

表5　長停井技術(shù)改層產(chǎn)量統(tǒng)計表

2.4 優(yōu)化生產(chǎn)壓差

對地層壓力未恢復(fù)、產(chǎn)液量低、泵效低的低產(chǎn)低效井，通過調(diào)整沖程沖次，加深泵掛，提高泵效，降低單井能耗。研究區(qū)針對產(chǎn)能潛力較大的低產(chǎn)低效井，實施優(yōu)化生產(chǎn)壓差措施24井次，主要包括調(diào)整沖程沖次、更換小泵徑。調(diào)整后平均泵效由7.81%提高至10.62%。產(chǎn)量提升的同時降低了管桿的工作強度，延長了油井的檢泵周期。

2.5 間歇采油

部分供液不足的低產(chǎn)低效井在抽汲參數(shù)調(diào)整后泵效仍然低，針對這類油井實施間歇采油，既提高油井泵效，降低三抽設(shè)備的磨損率，又可以提高油井的經(jīng)濟效益[11]。

結(jié)合實際情況，加強單抽進(jìn)罐井的計量化驗工作，認(rèn)真準(zhǔn)確記錄油井2小時制斷液規(guī)律摸底表，錄取動液面及示功圖,通過數(shù)據(jù)對比制訂間歇采油制度。間歇采油后，根據(jù)兩次1小時制斷液規(guī)律摸底統(tǒng)計，進(jìn)一步優(yōu)化間歇制度 (表6)。

表6　L區(qū)塊間歇采油生產(chǎn)情況統(tǒng)計表

2.6 提撈采油

對于間歇采油后產(chǎn)液量仍然不理想的油井，實施提撈采油。提撈采油操作簡單，不需要設(shè)備及電力，成本低廉[12]。通過提撈采油可挖掘長停井剩余價值，二次利用油井，提高油區(qū)經(jīng)濟效益。目前研究區(qū)選取物性條件較好的31口長停井，累計撈油121井次，撈油488.205t。撈油作業(yè)不僅節(jié)省了修井成本，還盤活了部分長停井(表7)，效果良好。

表7　部分長停井撈油情況與停抽前生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

3 結(jié)　論

(1)治理低產(chǎn)低效井，是改善L區(qū)塊長4+5、長8油藏整體開發(fā)效果及下步穩(wěn)產(chǎn)的一項重要工作。

(2)L區(qū)塊低產(chǎn)低效井成因包括地質(zhì)因素和開發(fā)因素，主要原因有儲層物性差、非均質(zhì)性強、注水滯后、天然裂縫發(fā)育、油層傷害及出砂等。

(3)針對低產(chǎn)低效井的具體成因，采用完善注采網(wǎng)絡(luò)，改善水驅(qū)系統(tǒng)、提高注采對應(yīng)率、加強注水、酸化解堵、技術(shù)改層、間歇采油及提撈采油等方式，充分挖掘油層潛力，降低油田遞減，節(jié)省成本。

(4)通過針對性的治理，L區(qū)塊自然遞減率同比下降1.8個百分點，對相鄰區(qū)塊治理低產(chǎn)低效井、降低遞減率有借鑒意義。

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Research on the Management and Countermeasures for Low Yield and Low Efficiency Wells in L Block

Dong Xu,Han Liang,Zhang Baoquan,Zhao Miao

(DingbianOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yulin,Shanxi718600 ,China)

L block has been featured with poor physical properties, prominent contradictions within formation, imperfect water injection network, which resulted in poor production efficiency due to many low-yield wells existed, seriously restricted the plan of high yield and stable yield for a long time. In order to solve these problems, the main reasons of low yield and low efficiency in the wells have been analyzed, and put forward the concret control measures. Research results showed that the low yield and low efficiency wells in the study area mainly manifested as low liquid volume and high water cut. By studying the geological factors and development factor of the block, the main reasons for low yield and low efficiency of wells have been found, including poor physical properties, strong heterogeneity, delayed in water injection, rich in natural fractures, reservoir damage and sand production, etc; the control measures include improving the injection and production network as well as water flooding system, raising the correspondence rate of injection and production, the strengthening water injection, acidizing for plug removal, reservoir reconstruction, intermittent production and bailing production, etc. The control measures have reduced the number of low yield and low efficiency wells, and reised the average output of single well. Comprehensive decline rate and natural decline rate were reduced by 2.1% and 1.8% year on year respectively. The research measures can provide a reference for controlling low yield and low efficiency wells as well as lowering the decline rate in adjacent blocks.

low yield and low efficiency wells; geological factor; development factor; L block; natural decline rate

董旭(1989年生)，男，助理工程師，主要從事油氣開采方面工作。郵箱:hanliangde@126.com。

TE357

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