G271区块低产井治理技术研究

2017-06-08贾彬红饶利平颜丙海马有德

石油化工应用 2017年5期

关键词：低产水驱单井

贾彬红，刘杰，饶利平，颜丙海，马有德

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

G271区块低产井治理技术研究

贾彬红，刘杰，饶利平，颜丙海，马有德

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田G271油藏由于储层物性、剖面状况等因素，导致低产井比例大，本文重点分析了G271低产井形成的原因，并根据治理效果，探索各个单元注采调整、剖面治理、油井增产措施等为手段的低产井治理措施。

G271；低产；开发特征；措施

1 低产井现状

截至目前G271区开油井441口，0≤Q＜1.0低产井205口，占总井数49.8%，占总产能27.5%，目前平均油量0.59 t。

2 低产原因分析

2.1 储层物性差，隔夹层发育

G271区油藏以三角洲前缘水下分流河道沉积为主，油藏剖面由北向南发育稳定，东西两侧剖面快速尖灭，河道中心部位向两侧岩性逐渐变细，泥质含量也在不断增加；G269、G201和L52单元物性较差，隔夹层发育，单井产能低（见表1）。

2.2 油藏局部平面、剖面水驱不均，水驱动用程度低

受长8储层非均质性影响，油藏局部剖面水驱不均明显，水驱油效率低。油藏平均吸水厚度10.76 m，均匀吸水井比例为32.9%，水驱动用程度74.4%，指状、尖峰状吸水比例大，剖面水驱状况依然较差。

平面上，G271井区砂体由北向南呈现出厚度逐渐变薄，连续性变差，砂体变化快；渗透率高值区主要沿北西～南东向或南北向呈椭圆状、透镜状分布，平面水驱具有明显的方向性。

剖面上，G271长8油藏受多期沉积叠加影响，砂体在纵向上相互叠置，发育正、反韵律层或高低渗透段交替出现的复合韵律，油藏北部和南部发育泥质夹层，注水井吸水状况差异大（见图1）。

2.3 地层压力平面不均，压力水平低

地层压力平面不均，压力水平低：（1）2016年地层压力为16.79 MPa，压力保持水平89.8%，压力保持水平稳步提升。（2）G271长8压力平面分布不均，主向压力为21.3 MPa，侧向压力为14.6 MPa，主侧向压差大（6.7 MPa）。

表1 G271长8油藏物性统计表

图1 G271区分单元均匀吸水比例变化柱状图

表2 G271长8油藏见水情况统计表

2.4 局部裂缝发育，见水井增多

长8油藏局部微裂缝发育，G271区目前裂缝见水井52口，通过验证，G269、G201单元见水方向主要为NE108°，L52单元见水方向为NE70°。受裂缝发育影响，主向井快速水淹，侧向注水不见效，压力保持水平低，产量递减速度快（见表2）。

3 提高单产技术研究

3.1 均衡剖面水驱，提高剖面动用

3.1.1 化堵调剖机理研究：在注水井上进行的封堵高渗透层，减少高渗透层的吸水量，提高低渗透层的吸水量，从而扩大注水的波及体积，提高注水开发的采收率[1-3]。

技术政策：针对局部裂缝发育区注水沿裂缝推进导致裂缝主向井水淹，裂缝侧向井注水不见效，产液量下降，水驱动用程度降低，2014-2016年在该区实施“连片调剖、多轮次调剖”。

注水井实施效果：压力由14.9 MPa上升到17.2 MPa，水驱指数由4.72下降到4.55，存水率由0.87上升到0.90，可对比井吸水厚度由7.1 m下降到5.6 m，实施效果较好。

采油井实施效果：对应91口主要矛盾水淹井见到增油效果井11口，见效率12.1%，措施后单井日增油0.44 t，合计日增油4.85 t；调剖井组含水由36.5%下降到36.2%，月度递减由1.33%下降到0.28%；井组可对比井2口，水驱主向水淹井由32.6 MPa下降到27.88 MPa，侧向井由14.61 MPa上升到16.13 MPa，主侧向压差减小，整体实施效果较好。

3.1.2 聚合物微球驱油机理研究：聚合物微球初始粒径小能进入地层深部，遇水会膨胀，作用于地层深部的较大孔喉、孔道，对孔喉能封堵，且不堵死，能突破，会运移，不会造成地层伤害，能够实现连续封堵，使注入水转向，扩大波及体积，提高采收率。

技术政策：针对油藏中北部高渗层见水区域，及前期调剖区域实施注微球试验10井次。

扣除措施井，对应油井28口,综合含水由30.3%下降到20.4%，平均月度递减由1.47%下降到0.59%。5口含水大于20%井综合含水稳定由71.2%下降到62.9%，月度递减由4.67%下降到0.11%，整体效果明显。

剖面上吸水状况得到明显改善，4口可对比吸水厚度由10.0 m上升到12.14 m，水驱储量动用程度提高了15.8%；平面水驱得到一定改善，注微球区域压力保持水平高89%，水驱波及范围扩大。

表3 2016年不稳定注水效果统计表

3.2 精细注采调整技术

3.2.1 不稳定注水机理研究：周期性的改变注水量对油层施加脉冲作用，充分利用注水井的渗吸作用，提高注入水在低渗透油层中的波及程度，减缓注水单向或层间指进，从而恢复油井生产能力。

技术政策：开展不稳定注水22井次。注水制度：注12 h，注20 d，停10 d。

效果：对应油井89口，见效6口，日增油0.16 t，调整井组综合含水由44.9%下降到31.8%，油井递减减缓（见表3）。

3.2.2 合理流压通过对全区流压进行核实，目前全区流压为7.6 MPa，根据流压与单井产量、含水关系及不同含水条件下IPR曲线分析，合理流压控制在7.7 MPa ～8 MPa较合理。

3.3 实施措施引效，提高单井产能

合理工艺措施：根据单元储层物性、油井动态反映及地层能量状况，选择有效的措施改造方式及措施强度。

G271区2016年实施33井次，目前有效27井次，日增油13.8 t，单井日增油0.51 t，累计增油3 635 t，降低递减1.7%。

3.4 完善注采井网，实现注采对应

G271区部分井网不完善，为减缓加密区递减，2014-2015年在2014年加密区域实施油井转注4口，方向井地层压力上升快，水淹风险大；侧向加密井递减减缓，月度递减由11.7%下降到1.8%。除去水淹井影响，加密井转注见效期为4～7个月，初期产量越高，转注时间越早，加密井越早稳产，后期单井产能就越高。