L区块低产低效井治理对策研究

董　旭，韩　亮，张宝权，赵　淼

(延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600)



L区块低产低效井治理对策研究

董旭，韩亮，张宝权，赵淼

(延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600)

L区块油层物性差、层内矛盾突出、注水网络不完善，导致整体开采效果差，低产低效井多，严重制约长期高产、稳产。针对此问题，分析了低产低效井出现的主要原因，并提出针对性的治理措施。研究结果表明，研究区低产低效井主要表现为低液量及高含水。通过该区块地质因素与开发因素的研究，发现低产低效井出现的原因主要为储层物性差、非均质性强、注水滞后、天然裂缝发育、油层伤害及出砂等，从而针对性地提出了完善注采网络、改善水驱系统、提高注采对应率、加强注水、酸化解堵、技术改层、间歇采油及提捞采油等治理措施。通过治理减少了低产低效井的数量，提高了平均单井产量。综合递减率、自然递减率同比分别下降2.1个百分点和1.8个百分点。该研究措施对相邻区块治理低产低效井，降低递减率有着借鉴意义。

低产低效井；地质因素；开发因素；L油区；自然递减率

L区块位于陕西省定边县樊学乡，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，构造形态为一个向西倾伏的平缓单斜，地层倾角约为0.5°。研究区主力层位为三叠系延长组长4+5、长8油层组，主要发育水下分流河道、河口坝和分流间湾沉积。油藏分布范围广，储层横向连通性较差，储层非均质性较强，单井产量低，递减严重，低产低效井多。为了油田的长期稳产，对低产低效井进行系统的分析、治理非常重要，本文通过分析低产低效井的成因，提出了针对性的治理措施，并在现场应用取得了一定的效果，为同类型油藏低产低效井治理提供借鉴[1]。

1 生产现状及低产低效原因

L区块长4+5、长8油藏为典型低孔、低渗、低产的“三低”油藏，自2008年规模开采以来，注水效果差，液量下降快，水淹井增多，单井产油量递减快。目前共有油井283口，平均单井日产液2.25m3，产油1.06t，日均产油量低于0.5t的低产低效井有146口，占总井数的51.6%。根据所有油井的生产数据分析，低产低效井主要表现为低液量，导致产油量低。长停井主要包括低产液、高含水停井，出明水停井，发生事故需大修停井等[2]。

1.1 地质因素

1.1.1 储层物性差

L区块属于典型的特低渗岩性油藏，长4+5孔隙度主要分布在8%～9%之间，平均为9.49%，渗透率主要分布在0.3～0.4mD之间，平均为0.34mD；长8孔隙度主要分布在9%～11%之间，平均为8.20%，渗透率主要分布在0.9～1.2mD之间，平均为1.18mD。

由于物性低，储层需经压裂改造后才可以正常投产，由于特低渗储层的非达西渗流特征，压裂投产后采用弹性及溶解气驱为主的“衰竭式”开发方式，部分油井开发一段时间后，脱气严重，供液不足甚至不出液，造成低产低效油井不断增加[3]。

1.1.2 储层非均质性强

对研究区长4+5、长8油层组岩心资料进行分析，各小层储层都为强非均质性，长4+5非均质性更强，层间矛盾突出(表1)。研究区长4+51、长4+52、长81和长82内普遍钻遇泥质夹层，长4+5主要是砂泥岩互层，长8夹层段一般出现在顶部(表2)。从注水井测试吸水剖面结果来看，层内吸水多为指进，呈尖峰状，层内矛盾突出。

表1　L区块储层层间非均质性统计表

表2　L区块储层层内非均质性统计表

1.2 开采因素

(1)油井开发初期存在以下问题：①油层条件较差，加上早期压裂工艺不完善，注水效果不明显或者未见效，导致投产开始时液量就低，后期供液不足甚至无液量而停抽；②部分区域油层条件较好，初期产量高，但注水太晚，地层能量长期亏空，导致渗透率降低，注水难度增大，注水效果差；③部分注水井未转注导致受益井无能量补充[4]。

(2)研究区天然微裂缝较发育。该区块采用菱形反九点井网注水开发，菱形对角线的长轴方向基本平行于裂缝方向或与裂缝有微小夹角，部分注水井注水压力高，超过了裂缝开启压力，注入水沿裂缝方向形成水窜，个别受益油井暴性水淹，而垂直于裂缝的油井则见效缓慢，或基本不见效。加剧了注水开发的平面矛盾[5]。

(3)研究区长4+5、长8储层弱亲水、配伍性较差，加上水驱过程中出现水敏、速敏、注水滞后等问题，导致油层产生不可逆转的渗透率下降，地层堵塞。L区注入水为洛河组地层水，水型配伍性较差，注水一段时间后出现注水注不进现象[6]。

(4)油井出砂是樊学油区油井的普遍性问题。油井出砂造成设备磨损和地层堵塞，降低油井泵效，甚至损坏抽油泵，造成油井减产或停产[7]。

2 低产低效井治理措施及效果

低产低效井的治理以“预防为主，加强治理，防治结合”为方针，按照“一井一策”治理模式，对低产低效及停产井分类治理，加强地层、开采一体化治理，分析每口井的产能潜力，制订合理方案，提高低产低效井开发效果。

2.1完善注水网络,改善水驱系统

(1)虽然L区块注水时间长，但注水井网存在问题，如局部区域初期井网不规则，导致部分井组注采井距过大，主裂缝方向油井暴性水淹等，需要对某些井进行转注，改善局部井网的适应性，有效驱动剩余油。

(2)精细小层对比发现，部分注采井组存在单砂层注采不对应现象，如有注无采、有采无注、薄注厚采等，对这类油水井实施补射孔，分层注水等措施，以提高注采对应率，改善水驱状况[8]。

(3)通过调剖或选择性压裂等措施治理由层内非均质性强造成的低产低效井。

研究区长4+5、长8油层较厚，层内非均质性强， 注水水线推进速度不一致，渗透率高的部位水线推进速度快，中—低渗透率部位水线推进速度较低，导致油层水淹厚度小、无水驱油效率低、注入水利用率低。针对此问题，优先考虑对注水井注入调剖剂封堵高渗透、大孔道部位，达到扩大注入水波及厚度，调整受效目的[9]；其次对见水严重的油井实施选择性压裂，用压裂液携带暂堵剂进入地层，避开高渗透层段，压开中—低渗透层段，以调整出油剖面。

研究区L597井组、L106-5井组、L713-1井组等3个井组的注采层位均为长8油层组，受益油井含水上升较快，部分油井含水甚至达到90%～100%。吸水剖面、井间示踪剂等测试分析认为，这3个井组注水水线沿大孔道、高渗透部位快速推进，导致注水波及面小、受益油井见水快、含水高；对此，3口注水井实施调剖作业，封堵高渗透、大孔道部位，避免注入水无效循环，实施后受益油井液量稍有下降、含水大幅下降、产油量上升(表3)。对L582-7井、L596-7井、L579-2井等9口高含水油井实施选择性压裂，日增油共计7.9t。

表3　注水井调剖治理效果表

(4)加强注水。L区块很大一部分低产低效井是注水未及时跟上，地下能量亏空造成的。一般对注水井优先实施增压注水，如效果不大，则考虑解堵增注或压裂改造等方式加强注水。同时严格把关注入水质，避免油层堵塞。

研究区L118-3井、L306-2井等5口注水井注水时间长，受水质、配伍性等影响，近井地带压力升高，注入压力高，注水量缓慢下降，对此类注水井实施酸化解堵(表4)。该解堵措施主要是在低于岩石破裂压力的条件下将酸注入地层孔隙，使酸沿径向渗入地层，扩大孔隙空间，溶解孔隙内的堵塞物，达到增注目的[10]。

对L3032-2井、L3032-7井、L3033-8井3口注水井为新投注井，由于储层物性差及增注措施未跟上，投注初期就注入压力高、注水量小，对此类注水井实施压裂作业。注水井压裂有别于油井压裂，其改变了降滤失剂的用料及优化了滤饼处理的工艺，使注入水从井底流向油层的径向流变为从井底线性流向裂缝，再从裂缝中径向流入地层。裂缝的产生使注入水渗流面积增大，且裂缝的渗透性远远大于储层，所以注入水从井底流向裂缝，再从裂缝流向地层的流动阻力小于从井底径向流入地层的阻力，在相同的注入条件下注入量大幅度提高。通过以上措施注水井压力普遍下降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区块油井通过压裂改造投产，随着开采时间的延长及储层流体的产出，黏土矿物和骨架微粒逐渐运移，其中一部分与原油混合成油泥沉积在近井地带，导致储层渗透率下降，油井产液量降低。

L区块L591-4井、L3018-2井等油井储层物性较好，初期产量高，在开发过程中表现为周期性产量下降，分析认为是微粒运移至近井地带形成淤积堵塞，该类井主要通过酸化解堵。通过酸液在储层中流动和反应，溶解孔隙内的微粒及堵塞物，恢复和提高储层渗透率，达到增产目的，目前共酸化解堵10井次，平均单井增油0.9t。

2.3 技术改层

L区块在地质资料详细复查的基础上，发现了延9、长1、长6等产量较高的接替层位。对原层位无开采价值的长停井，利用水泥封堵原层位，开采新层位，措施后生产情况较好(表5)。

表5　长停井技术改层产量统计表

2.4 优化生产压差

对地层压力未恢复、产液量低、泵效低的低产低效井，通过调整冲程冲次，加深泵挂，提高泵效，降低单井能耗。研究区针对产能潜力较大的低产低效井，实施优化生产压差措施24井次，主要包括调整冲程冲次、更换小泵径。调整后平均泵效由7.81%提高至10.62%。产量提升的同时降低了管杆的工作强度，延长了油井的检泵周期。

2.5 间歇采油

部分供液不足的低产低效井在抽汲参数调整后泵效仍然低，针对这类油井实施间歇采油，既提高油井泵效，降低三抽设备的磨损率，又可以提高油井的经济效益[11]。

结合实际情况，加强单抽进罐井的计量化验工作，认真准确记录油井2小时制断液规律摸底表，录取动液面及示功图,通过数据对比制订间歇采油制度。间歇采油后，根据两次1小时制断液规律摸底统计，进一步优化间歇制度 (表6)。

表6　L区块间歇采油生产情况统计表

2.6 提捞采油

对于间歇采油后产液量仍然不理想的油井，实施提捞采油。提捞采油操作简单，不需要设备及电力，成本低廉[12]。通过提捞采油可挖掘长停井剩余价值，二次利用油井，提高油区经济效益。目前研究区选取物性条件较好的31口长停井，累计捞油121井次，捞油488.205t。捞油作业不仅节省了修井成本，还盘活了部分长停井(表7)，效果良好。

表7　部分长停井捞油情况与停抽前生产数据对比表

3 结　论

(1)治理低产低效井，是改善L区块长4+5、长8油藏整体开发效果及下步稳产的一项重要工作。

(2)L区块低产低效井成因包括地质因素和开发因素，主要原因有储层物性差、非均质性强、注水滞后、天然裂缝发育、油层伤害及出砂等。

(3)针对低产低效井的具体成因，采用完善注采网络，改善水驱系统、提高注采对应率、加强注水、酸化解堵、技术改层、间歇采油及提捞采油等方式，充分挖掘油层潜力，降低油田递减，节省成本。

(4)通过针对性的治理，L区块自然递减率同比下降1.8个百分点，对相邻区块治理低产低效井、降低递减率有借鉴意义。

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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，助理工程师，主要从事油气开采方面工作。邮箱:hanliangde@126.com。

TE357

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