如何提高杏河西部单井产能的对策分析

程晓艳　吴炜　孟鹏程　朱亚权

【摘 要】 杏河西部属安塞油田长6油藏，受储层非均质性影响较强。随着区块注水开发时间的延长，注水井平面及剖面上的矛盾日益突出，大部分区域受注水井多方向突进导致油井含水上升速度较快，边部油井受储层渗透率低影响长期不见效，造成油井产能较低，一定程度上制约了杏河西部的整体开发效果。近年来杏河西通过实施注水井深部调剖措施，并配以解堵、压裂措施，配注调整，周期注水和边部强注等手段来提高西部单井产能，对减小区块递减起到了较好的作用。本文重点对提高杏河西单井产能效果进行分析，为今后区块开发提供指导作用。

【关键词】 非均质；含水上升；深部调剖；周期注水；压裂；解堵

1 区块概况

1.1地质概况

杏河区块为多油层复合岩性油藏，沉积微相为内陆湖盆三角洲前缘沉积，砂体展布总体呈NE-SW向，砂体宽度约2-3km，厚度10-25m，呈带状展布，构造上为一平缓的西倾单斜。杏河西主力油层长63层，油层平均厚度23m，平均渗透率1.61×10-3μm2，平均孔隙度12.24%，平均含油饱和度46.74%，原始地层压力9.79MPa，饱和压力6.85MPa，属于低压油藏。（见下图1）

1.2开发概况

杏河西部目前有采油井159口，开井147口，日产液水平526m3，日产油水平299t，综合含水36.3%，平均动液面1293m，累计产油109.2523×104t。注水井61口，开井60口，日注水平1324m3，平均单井日注22m3，月注采比2.23，累积注采比1.89。

2 低产井现状和原因分析

2.1低产井现状

杏河西部目前有采油井159口，开井147口，其中低产井45口，占开井数的30.6%，其中低液量型25口，高含水型20口，平均单井日产液2.29m3/d，日产油0.81t/d，平均动液面1325m，沉没度102m，其中主要为2006-2008年产建井。

2.2低产井原因分析

一般来说，低产井即低液量型和高含水型两类，接下来将主要从地质认识方面对低产井形成的原因进行分析。

2.2.1储层条件

杏河西目前有10口低产井（主力层为长63层）分布在油层边部，长期注水不见效。主要由于储层条件差，主要表现在油层厚度小，射开程度低，低渗透率，初期改造规模较小（见表一）。

表一 杏河西边部低产井物性参数对比统计表

2.2.2水驱状况认识

杏河西2007年整体注水开发，受油藏类型、砂体展布方向及注采井网等因素的影响，局部存在微裂缝或高渗条带，裂缝主向或高渗带方向油井含水上升较快，而侧向油井见效程度低，同时在杏河西部平面水驱不均现象日益增多，影响水驱效率。

杏河西主要表现为砂体展布方向优势及非优势多向见水的特征，通过注水开发效果及示踪剂监测结果显示，该区域见水呈多方向性和裂缝性且存在绕流现象。由于来水方向多，主要表现为NE32°、NE60°、NE90°，水驱状况复杂，油井含水整体偏高，综合含水达36.3%。

整体水驱储量动用程度较高，但层间、层内吸水不均现象突出。2012-2013年测试吸水剖面21井次，水驱储量动用程度70.7%，除去吸水不均井水驱储量动用程度77.5%。水驱均匀井15口，水驱不均井6口，占测试井数的28.6%，主要表现为尖峰状吸水（图2）、层内吸水不均（剖面下移底部吸水突出图3），这也是注水井易单向突进的主要原因。

图2 塞477井吸水剖面图

图3 杏74-5井吸水剖面图

2.2.3注水有效性分析

杏河西部主要为多方向性见水，同时受水驱不均影响，存在主向井易见水，侧向井长期不见效的开采矛盾，若实施强注易导致主向井含水上升，弱注水侧向井见效难度大，注水有效性差，影响区块开发。

2.2.4油层现状浅析

杏河西部部分油井初期改造程度较低，或是随着开发时间的增长，地层渗流能力下降导致产能下降。

随着注水开发时间的延长，一部分油层渗透性遭到损害，油相渗透率降低，油井动态表现出日产液、日产油持续下降，含水缓慢上升。另一部分油井由于对应水井实施堵水，堵剂堵塞了低渗透层，导致侧向油井日产液下降明显，表现为堵塞特征，该部分井属油层堵塞。

3 治理对策及效果分析

通过历年开发效果验证，强化注水、周期注水可以有效治理边部地质条件差和主侧向的开发矛盾；化学堵水和注采井网调整可以提高区块的注水有效性，提高水驱；体积压裂、重复压裂和解堵等措施可以有效开发油层的二次潜能。

3.1强化细化注水，提高注水有效性

由于区块边部储层条件差，长期强注促使见效，对于主侧向矛盾突出井组实施转注（形成排状注水线，多点少注）、周期注水、水井化学堵水等手段来缓解注采矛盾，以提高水驱储量动用程度。

3.1.1强化注水

杏河西部边部超低渗区5口注水井2012-2013年上提配注6井次，实施强化注水。

3.1.2完善注采井网

为了提高区块水驱储量动用程度，同时缓解主侧向矛盾，杏河西部转注水淹井并加强注水，完善注采井网，效果较好，注水政策合理。

3.1.3周期注水

2013年针对杏河西动态表现含水上升、侧向井产量下降，主侧向矛盾突出的井组，位于区块边部、不在化学堵水计划内或压力高不能堵水，采取周期注水试验。2013年杏河西已实施周期注水10个井组，注水井小幅下调配注。实施周期注水后井组产量平稳，含水上升趋势减缓，取得一定控水效果。

3.1.4堵水调剖

针对杏河西部多方向性见水，主要采取堵水调剖进行治理。2012-2013年已对13口注水井实施堵水，堵水后，水驱状况明显改善，井组含水上升趋势得到控制，优势方向见水井产能得到恢复。目前堵水调剖任然是杏河西主要治理手段。

3.2油层解堵，挖潜储层产能

由于造成油井堵塞的机理多种多样，堵塞程度不同，在動态表现上也不尽相同。部分动态表现为日产液下降、日产油下降，含水基本保持稳定；部分油井动态表现为日产液、日产油下降，含水缓慢上升。根据油井堵塞特征、开发阶段等多种因素选取不同的解堵措施。目前杏河西解决油层堵塞的工艺措施多为体积压裂、常规压裂、酸化解堵、酶解堵四种技术手段。

3.2.1体积压裂、常规压裂

在低产井复压治理选井选层上应首选地层能量充足，产能下降的油井，即动态上表现为日产液、日产油持续下降。杏河西2012-2013年对低产井实施压裂措施15井次增油效果较好。

3.2.2酸化解堵

对于动态表现出日产液、日产油下降，含水上升的低产井，为避免二次压裂沟通水线，采用酸化解堵措施，对于像杏河西这种易多方向性见水区块，为降低改造风险，主要考虑酸化解堵措施治理。

3.2.3酶解堵

杏河西自2008年开始实施堵水，堵水后近井地带易被堵剂堵塞，针对近井地带有机物堵塞的油井采用生物酶解堵，可以分解、降解原油，改变储层表面的性质和与原油的相互作用状态，提高原油流动性能，达到稳定油藏，提高驱替效率的目的。

4 认识及建议

1、强化注水、周期注水和注采井网完善可以有效治理边部地质条件差、主侧向矛盾突出使注水有效性差引起的低产低效。

2、针对局部微裂缝和高渗条带导致的低产低效井可实施连片堵水调剖，恢复水淹井产能，促使侧向井见效。

3、对油层堵塞导致的低产低效，采取体积压裂、常规压裂、解堵等手段治理效果尤为突出，在实施体积压裂措施前必须先进行测压，了解油层地层能量保持情况。

4、周期注水在杏河西治理主侧向矛盾突出的井组效果较好，下步建议可继续实施周期注水，以缓解主侧向注采矛盾，达到提高杏河西部单井产能的目的。

5、为了完善杏河西注采井网，对于下步有转注需求的地关井，应根据实际情况实施转注。