鄂尔多斯盆地合水地区Z区低产低效井成因研究

2022-01-23田继军

西部探矿工程 2021年12期

刘磊，田继军，李鑫

（新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐 830047）

Z区主要处于长8时期在镇原—庆阳一带形成的大型湖泊三角洲沉积体系的三角洲前缘相带，以三角洲前缘沉积为主，主要物源来自西南部[1]。长8油层受三角洲前缘水下分流河道控制，砂体厚度大，为岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱，无明显的边底水，属于超低渗油藏[2]。研究区内长8油层组厚85～100m，自下而上可细分为长81和长82两个油层，岩性主要为灰色、深灰色中细粒长石石英砂岩、长石岩屑砂岩与深灰色、暗色泥岩互层[3]。受西南方向的水下分流河道影响，水下分流河道在此汇流叠加连片，河道宽一般大于2km；水下分流河道之间发育分流间湾，可见暗色泥岩。按照早期研究结果，依据整个沉积层序的演化规律以及测井曲线的整体旋回特征分析认为，长81、长82油层沉积时期的湖盆沉降作用相当均衡，古地形平坦，气候由较干热向较潮湿转化，湖泊水体浅而不稳定，因此整套储层砂体厚度变化稳定[4-5]。因此长81、长82为研究区主要含油层系。

随着油田开发时间的延长，油田进入中高含水期，由于层间、层内矛盾日益突出，出砂、高含水、低产或不出油、井下落物待大修、待作业及其他原因，油井的产能逐渐下降，增产挖潜的难度系数逐渐增大，低产低效井的数量逐渐增多，给油田生产带来巨大的危害，影响到油田生产的经济效益。因此，有必要采取最佳的技术措施，改善低产低效井的生产状况，不断提高油田生产的效率[6-7]。

1 区域地质概况

研究区地理位置位于甘肃省合水县境内，工区地貌为典型的黄土塬区，地表为100～200m 厚的第四系黄土覆盖，沟壑纵横[8]。地质构造位置位于鄂尔多斯盆地西南缘，处于宽广的陕北斜坡之上，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，倾角仅0.5°左右，平均坡降6～10m/km[9]。在大单斜背景上发育了因岩性差异压实而形成的幅度较小的鼻状隆起，且自下而上具有继承性[10]，前期的研究表明，针对长4+5、长6、长8油藏而言，鼻隆构造对油气圈闭控制作用较小，油藏主要受岩相变化和储层物性变化控制。储层整体上表现为低孔、超低渗特征，但孔渗分布范围大，非均质性强[11]。

研究区目的层为三叠系延长组8段，主力含油层系长81、长82，于2001 年超前注水，至2010 年全面开发投产，截至2017年每年都有新井投产。研究区采取矩形、菱形反九点、水平井五点井网注水开发。平均孔隙度11.23%，渗透率主要分布范围（0.1～1.0）×10-3μm2，平均渗透率0.70mD。

2 低产低效井特征

根据多年的开发经验，将产能低于0.5t/d 的油井定为低产井。庄9 井区共有292 口油井，油井开井数272口，平均单井日产油水平0.8t，其中106口低产低效井，占总井数的38.9%。注水井总井数151 口，水井开井数133 口，日注水平1956m3，平均单井日注水平15m3，累计注采比为4.22，月注采比为4.15。

2.1 分类

在低效井的治理方面，只有加强对低效井形成原因的认识，增强对低效井的分类管理，才能进行有针对性的治理。按照低产低效井不同的生产特征，可将其分为3种类型：高含水低产低效井、能量不足低产低效井及投产低液量低产低效井。

（1）高含水类型特征主要表现为日产液量正常，含水率很高，因此产油量很低，导致低产低效（日产油量小于0.5t，且含水大于80%）；

（2）能量不足类型特征主要表现为初期具有一定的产液量和产油量，但是产液量和产油量下降较快，含水平稳或缓慢上升，目前产量低，动液面低（日产油量小于0.5t，且含水小于40%）；

（3）投产低产类型特征主要表现为投产初期即产液量低、产油量低，含水率低，目前依然产油量低（目前日产油量小于0.5t，且初期日产油量小于1t）。

2.2 分布特点

从位置分布情况看，研究区南部所占的比例最大，主要分布于菱形井网区域。从分类情况看，以能量不足低产低效与投产低产低效井为主，其中高含水低产低效井34口，占全部低产低效井的17.2%，能量不足低产低效井104 口，占全部低产低效井的52.5%，投产低液量低产低效井60口，占全部低产低效井的30.3%。

3 低产低效井原因

3.1 地质原因

（1）储层物性差。在注水开发过程中，水线在不同方向上推进速度不同，物性越好，水线推进越快，导致物性较好方向上的油井容易水淹，而物性差的区域油层动用程度差，易形成低产低效井。

从油井产量与油层厚度、渗透率、地层系数亦可知：产能与油层厚度和渗透率相关性较强，油层厚度越薄、渗透性越差的部位，日产油相对较低（图1）。

图1 研究区孔隙度、地层系数与初产关系图

研究区孔隙度低于10%，渗透率低于1mD 的油井有30口，厚度平均为12.86m，主要分布于油藏边部，研究区有30口油井由于储层物性差导致低产，投产初期日产液2.23m3，日产油1.2t，含水37.15%；2019 年10 月平均单井日产液0.46m3，日产油0.28t，含水32.47%，主要分布在区块边部。

（2）平面非均质性强。储层平面非均质性是指一个砂体的几何形态以及砂岩体内孔隙度、渗透率的空间变化所引起的非均质性。在单个井组内部，以注水井渗透率为基值，对各个采油井与注水井之间渗透率关系进行分类描述，进而反映到整个区块。在注水开发的过程中，注入的驱替剂往往沿着渗透率相对高值前进，而这些相对系数高的井位可能就是驱替效果好的区域。

统计表明：庄166井长81砂组和庄168井长82砂组属于中等非均质型；庄131、庄检1井长82砂组属于中等偏强非均质型；庄9井、庄检2井长82砂组属于强非均质型（表1）。

表1 研究区长8油层组层内渗透率非均质性统计

研究区主要开采长81、长82，非均质性较强。长81平均孔隙度为10.38%，最大值为15.7%，最小值为7.8%，平均渗透率0.88mD,主要分布在0.16～3.4mD；长82平均孔隙度为13.35%，最大值为16.2%，最小值为10.5%，平均渗透率1.86mD,主要分布在0.64～6.78mD。

3.2 动态开发原因

（1）研究区中存在裂缝。由于裂缝渗透率远高于储层渗透率，一般为储层渗透率的几十至几百倍，因此注水井注水过程中，注入水在地层中必然会沿着裂缝呈线状突进，降低水驱波及面积，且油井暴性水淹。此类井多造成油井裂缝型水淹井，一般表现为油井初期生产稳定、产液量高、产水量高，见水后在较短时间内含水率即到达高含水阶段、产量递减快，没有明显的含水上升过渡段，生产后期持续低产低效的情况。

利用示踪剂测试可进一步落实测试井组的水驱方向和注采对应关系,为注水调配提供依据。2015 年以来对研究区及附近进行了19 个井组20 井次的示踪剂测试。示踪剂确定裂缝或者微裂缝的方向主要为NEE-SWW、NNE、SEE向（图2）。裂缝发育具有多向性特征。研究区水淹井84口，占其总井数的28.8%，由于研究区井网形式复杂，水淹方向比较分散，以NNE、SEE向为主（图3），与裂缝方向基本一致。

图2 示踪剂确定裂缝或微裂缝方向图

图3 水淹井方向统计图

（2）近年措施强度大油井见水或水淹造成低产。2010～2019年，全区共有200口油井共计实施措施283次，其中245次压裂措施，有64口油井进行过两次以上的压裂（图4）。

图4 研究区历年油井措施井次情况图

研究区水淹井共84口，占总井数28.8%，其中由于注水井、油井初期改造沟通人工裂缝造成水淹井30口；由于压裂改造形成垂直于最大主应力方向而沟通天然裂缝与油井压裂缝的水淹井45口；由于注水持续进行而打开闭合的天然裂缝造成的水淹井9口。水淹井平均单井日产液1.54t，平均单井日产油几乎为0。

（3）平面非均质性强，区块压力分布不均，地层能量低造成低产。研究区尽管砂体整体发育，但是砂体小层规模较小，特别是在垂直物源方向上，砂体宽度较小，井与井之间往往呈砂体接触或叠置关系，那么在不同砂体叠置或接触位置，就存在岩性或物性夹层，这种夹层在开发过程中对流体渗流起遮挡作用，导致油水井间不能形成完善的注采系统。随着油田开发时间的延长，注水后油井地层能量得不到补充，导致油井地层能量不足低产低效。

从历年压力平面图上看（图5），研究区由于注水不受效，油井水淹后形成无效驱替，造成近两年中南部油层压力呈下降趋势，目前地层压力保持水平为87%，日产油亦呈下降趋势，目前中南部平均单井日产油0.34t；东部14口井地层压力相对较低，造成油井产能低，平均单井日产油0.3t。

图5 研究区2018年、2019年压力与日产油平面图

例如：南部注水井庄171-27在2017年6月注水剖面测试呈尖峰状，目前注水导致油井庄170-26、庄172-28 地层压力达到22.74MPa 和19.71MPa，含水上升快，有水淹的迹象。

4 治理对策建议

低产低效井的治理通常采取的方法有:查层补孔、深部调驱、注采调整、井网调整、措施改造等方法来达到改善低效油井开采状况[12]。综合目前研究区实际生产状况，结合历年有效措施，对低产井的治理对策有以下几类：

（1）完善注采井网，提高水驱控制程度。综合油井当前生产特点进行补孔，完善注采井网，补孔油层厚度及补孔层段与原射孔层段间隔夹层的厚度及分布，确定优先补孔层段，另外长82油层局部动用和注采关系完善。

例如：庄175-20 井，2012 年8 月投产，测井解释长822中段及下段油层未射孔投入生产，对应1口注水井，相应层位已射孔，为发挥油井开采潜力，提高采收率，可对油井未射孔段补孔，完善注采井网。

（2）吸水剖面治理，提高水驱动用程度。根据各个层系吸水形态特征，优选不吸水、尖峰吸水的井实施措施，重点以暂堵酸化调剖及选择性增注为主。针对指状、尖峰状吸水采取暂堵酸化调剖，需对研究区13口井进行暂堵酸化；针对一段或多段不吸采取选择性增注等措施，需对研究区15口井进行选择性增注措施。

（3）措施改造，提高采收率。

①重复压裂：对于初期产量相对较高的井而且压裂次数少且目前低产的井进行重复压裂，目前研究区有4 口井投产后未采取过措施，且油层厚度大于10m，可对其进行重复压裂。

②暂堵压裂，改善油藏水驱状况：针对目前含水高、低产液的井进行暂堵压裂，通过停注观察、单层控水及示踪剂检测手段，判断来水方向。2018 年进行了大规模的微球调剖，总共涉及8 条干线水井120 口，对应油井234口的大规模微球调驱，实施措施后的区域含水整体延缓了产量递减，研究区南部区域目前单井日产油0.75t/d，含水27.2%。