胡尖山油田A 区块低产低效井治理对策研究

刘 喆

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

A 区块隶属于胡尖山油田，主力开采层位为三叠系延长组长4+5 层，该区块于2009 年9 月开始采用超前注水开发，由于储层孔隙度小、渗透率低、物性差，有效驱替系统建立缓慢，整体压力保持水平低，油井见效程度低，低压区油井产能持续下降。

1 研究区概况

1.1 基本概况

A 区块建产时间于2009-2010 年，动用含油面积20.8 km2，地质储量823.3×104t。主要开发层位长4+5层，采用480 m×150 m 菱形反九点井网形式，平均油层厚度13.4 m，孔隙度11.8 %，空气渗透率0.52×10-3μm2，含油饱和度48.5 %，属超低渗透油藏。

1.2 地质概况

1.2.1 储层物性特征 从油层厚度等值线图可以看出，主力层长4+522小层油层厚，单层油层厚度主要分布范围在10 m～15 m，平均厚度13.4 m，油层发育较好，分布范围广，呈东北-西南连片状分布。

长4+522储层孔隙度最小2.01 %，最大20.74 %，平均值为11.8 %，孔隙度高值含量较低；渗透率为0.01×10-3μm2～8.0×10-3μm2，平均值为0.50×10-3μm2。

1.2.2 油层分布特征 A17 区长4+522层为主力含油层，平均有效厚度11.2 m，长4+523层平均有效厚度4.5 m，长4+522油层较厚，但纵向夹层发育频繁。

1.2.3 孔隙结构特征 A 区最主要的储集空间是粒间孔、长石溶孔，孔隙组合为小孔+微细-微喉道。

长4+52储层，排驱压力均值1.298 5 MPa；中值压力均值9.087 2 MPa，喉道中值半径均值0.186 9 μm；分选系数均值2.139 3，分选性中等；歪度系数均值1.341 6；最大进汞饱和度均值53.01 %；退汞效率均值30.67 %，可以看出，长4+52储层孔隙结构较差。

1.3 开发简况

研究区共有油井132 口，实开井109 口，日产液水平239 m3，日产油水平63 t，单井产能0.57 t，综合含水69.0 %，平均动液面1 741 m，采油速度0.24 %，采出程度3.45 %；注水井总井60 口，开井48 口，日注水量1 192 m3，平均单井日注水25 m3，月注采比5.74，累注采比4.02。

2018 年完成年对年自然递减10.2 %，综合递减9.8 %，含水上升率8.1 %。

2 造成油井低产低效的主要因素

2.1 油层物性差，水驱效率低，压力保持水平低

研究区属超低渗透油藏，平均孔隙度11.8 %，平均空气渗透率0.52×10-3μm2，含油饱和度48.5 %，主力油层长4+52孔隙结构差，纵向隔夹层发育，有效驱替系统难建立，该区累注采比高达5.74，水驱效率低；注水不见效，地层能量逐年下降，压力保持水平仅65.2 %（见图1）。

2.2 裂缝发育，优势见水方向明显，水淹井占比大

该区投产初期，注水井主要采取爆燃完井，采油井主要采取常规压裂改造，该区底水不发育，整体以见注入水为主，其中孔隙性见水井占比12 %，裂缝性见水井占比25 %，主向上油井水淹比例高达29.8 %，呈现出NE40°优势见水方向。

2.3 井筒出砂结蜡结垢现象日益突出，油层堵塞严重

在油田开发过程中，受地层压力下降和有机、无机物堵塞等影响，裂缝导流能力下降，原油开采难度不断加大，造成油井液量下降，含水上升，单井产能降低。根据油井检泵起出管柱情况，存在明显结垢、结蜡情况。

2.4 套损井逐年增多

随油田开发时间延长，受投产时固井质量差异大、注水开发及油水井措施等影响，井筒状况日益复杂，套损井增多，主要集中于水平井区域，该区有水平井15口，其中高含水疑似套破井8 口，占比53.3 %。

图1 A 区块历年压力保持水平对比图

3 低产低效井治理对策研究

3.1 油井解堵措施

3.1.1 油井酸化 2018 年A 区块共对低产低效井实施酸化解堵措施2 口（H82-55、H76-45），措施有效率50 %，目前平均单井日增油0.2 t，累计增油128.79 t。

3.1.2 挤注活性水措施 通过单井分析，选取低产低效油井7 口实施活性水洗井，截止11 月底已全部完成，单井产能从0.22 t 上升到0.32 t，累计增油79.09 t。

3.1.3 低液量井冲砂洗井 HP76 井于2013 年8 月投产，采用“水力喷砂油管加砂分段多簇压裂”，共压裂9段，加砂245 m3，砂比25.6 %，排量2.2/1.0 m3/min，试油12.0/43.5 m3。

该井初期产能由5.91 t/d，开采5 个月后液量急剧下降，由15.85 m3下降到6.89 m3再下降到3.97 m3，对应注水井注水不见效，累计产油2 099 t，目前日产液仅0.72 m3。低于A17 区块定向井平均液量（1.52 m3），怀疑射孔段砂埋，于11 月下旬实施冲砂洗井，截止目前累计增油99 t。

3.2 精细注水调整

2018 年该区实施整体加强＋局部控制的注水政策，目前该区平均单井日注25 m3，月注采比5.74。2018年1～12 月调整12 井次，对应油井48 口，见效17 口，见效比35.4 %。配注上调8 口，含水由64.8 %下降到61.6 %，下调4 口，目前动态稳定，由于注水调整同期实施化学堵水，配注调整效果不好评价。

3.3 注水井堵水调剖治理

A 区块水淹井主要集中在区块中部，呈现连片分布。2018 年为加强对A17 区块水淹井的治理，从3 月开始对水淹井的静态、动态资料进行分析，研究水淹规律，对19 口相邻的注水井实施了化学堵水措施。19 口注水井对应86 口油井，其中33 口堵水见效，累计增油1 232.24 t。其中对应低产低效井21 口，堵水实施后降水效果明显，综合含水由95.9 %下降到67.1 %，单井产能由0.08 t 上升到0.39 t，效果较好。

3.3.1 常规堵水调剖 2018 年实施常规调剖井11口，平均注入33 d 后见效，单井产能由0.47 t 上升到0.53 t，含水由71.2 %下降到58.9 %，井组动态变好，对应油井压力上升，由6.8 MPa 上升到8.2 MPa，剖面吸水状况变好，整体措施效果较好。

3.3.2 PEG-1 堵水调剖 2017 年8 口井常规调剖后效果减弱，压力上升，受提压空间限制，2018 年实施PEG-1 堵水，措施效果较好。

2017 年常规调剖：平均注入36 d 见效，井组含水由63.6 %下降到58.2 %再上升到61.6 %，单井产能由0.51 t 上升到0.59 t，2018 年1 月起效果逐渐减弱。

2018 年PEG-1：平均注入65 d 见效，井组含水由68.4%下降到62.3 %，单井产能由0.45 t 上升到0.54 t，实施效果较好。

3.4 试验排状注水

利用长停井及低产井转注形成排状注水，加强注水，促使侧向油井见效。2018 年共计完成5 口，形成排状注水井组5 个，对应油井41 口，平均单井产能由0.46 t上升到0.57 t，侧向井见效明显。

3.5 油井堵水治理

H49 井试油：长4+5：14.4/0.0。于2010 年5 月投产长4+522层，注水不见效低液，2012 年体积压裂后持续高含水，2015 年油井堵水效果好，累增油1 638 t。

2017 年12 月含水上升至100 %，堵水失效。对应注水井2 口，2018 年4～6 月实施连片堵水调驱，暂未见效，2018 年11 月实施油井堵水（液量490 m3，干料13.14 t），目前含水87.8%，日增油0.34 t，累计增油19 t。

3.6 高含水油井换层隔采

该区2015 年7 月认识延7 层，在中部选取4 口井封长4+5 采延7，初期效果较好，2016 年3 月起含水上升，后持续高含水，2018 年3 月3 口井重新换层隔采长4+5，隔采后效果较好，但液量下降快，产能由0.32 t上升到0.72 t 再下降到0.68 t，累计增油562 t（见表1）。

3.7 净化井筒

2018 年初，结合历年修井情况，对全区油井井筒生产情况进行综合分析，根据结蜡、结垢、出砂等情况进行分类统计，根据各井具体井筒情况制定具体措施，并排出运行大表进行分步实施：

表1 A 区块油井隔采见效统计表

（1）针对结蜡井采用周期性加清蜡剂，并结合结蜡周期定期安排热洗清蜡，1～11 月共计油井热洗330 井次；

（2）针对结垢井，对结垢机理进行分析、对结垢性质进行化验分析，对8 口油井结垢油管杆进行了更换，并采用井筒加缓蚀阻垢剂的方法缓解井筒结垢。

4 取得的认识与结论

（1）A 区块油井低产低效主要受油层物性差，有效驱替系统难建立，注水不见效，地层压力保持水平低；见效即见水，存在北东向40°优势见水方向，水淹井占比高；井筒状况日益复杂，井筒结垢、结蜡、出砂等状况日趋突出，套损井增多影响。

（2）针对注水不见效，优势见水方向明显的开发矛盾，以“改善水驱状况，提高水驱效率”为思路，长周期开展连片堵水调剖可有效封堵裂缝，均衡平面压力，堵水后吸水状况明显改善，达到控水稳油目的，提高单井产能。

（3）2018 年试验水淹井、低产井转注形成排状注水，目前侧向井动态向好，需继续跟踪评价排状注水效果。

（4）针对油层堵塞严重井实施油井酸化，挤注活性水或冲砂洗井等措施可明显提液，提高单井产能；针对主向裂缝性见水井，注水井调剖不见效井开展油井堵水，可封堵裂缝，降水增油；针对原层无潜力井隔采换层，高含水疑似套破井实施工程测井或找堵水措施后隔采，均可有效提高单井产能。

（5）针对2017 年、2018 年连片化学堵水效果较好、排状注水邻井，下步需增加动态监测部署，针对压力保持状况较好井试验侧向油井酸化引效，提高单井产能。

（6）针对启动压力梯度高，有效驱替系统难建立的矛盾，计划实施井网加密调整试验，提高水驱效率。