高尚堡油田低產(chǎn)低效井的治理措施

段杏寬

(河北聯(lián)合大學(xué)礦業(yè)工程學(xué)院，河北唐山063009)

0 引言

在全球經(jīng)濟(jì)的強(qiáng)勁帶動下，石油消費的增長已成為普遍現(xiàn)象。與快速增長的需求相比，世界石油資源的儲備量越來越少。目前，在我國，以高尚堡油田為代表的一批注水開發(fā)油田已進(jìn)入開發(fā)的中后期，迫切需要新的研究方法、手段和技術(shù)，對老油田進(jìn)一步挖潛。油井的低產(chǎn)低效一方面造成大量資產(chǎn)閑置，使油田注采對應(yīng)狀況變差，儲量動用不均衡，直接影響油田的生產(chǎn)和采收率的提高;另一方面，隨著油田注采關(guān)系的調(diào)整，原油價格的持續(xù)增長，部分低產(chǎn)低效井已具備再利用條件。因此有必要分析低產(chǎn)低效井的成因，找出有效的治理對策，實現(xiàn)對資源的有效利用。

1 低產(chǎn)低效井的成因分析

1.1 地質(zhì)因素

1)儲層平面非均質(zhì)性［1］。單油層滲透率的差異及平面砂體形狀復(fù)雜造成的砂體平面非均質(zhì)性，使得注水開發(fā)中水驅(qū)阻力不均衡，容易造成砂體儲層物性較好的區(qū)域的油井水淹，而物性較差的區(qū)域的油井水驅(qū)效果不明顯，形成低產(chǎn)低效井。

2)儲層剖面非均質(zhì)性。地層剖面非均質(zhì)性既包括層間儲層物性的差異，又包括單油層內(nèi)儲層物性的差異。層間滲透率的差異是導(dǎo)致分層開采不平衡的主要原因。沉積韻律是指顆粒從大到小，比重從大到小的順序先后分層沉積而成巖層的規(guī)律，在地層剖面上，按從老到新的順序，巖層依粒度從粗到細(xì)(正韻律)或由細(xì)變粗(反韻律)。沉積韻律是造成層內(nèi)滲透率不一致的主要原因。在注水開發(fā)中，由于正韻律油層底部砂巖顆粒大，滲透率高，注入水首先延底部突進(jìn)容易造成水淹，而上部滲透率低，注入水波及體積小，導(dǎo)致儲量動用不均衡;對于反韻律層，注入水首先沿著上部高滲層向前推進(jìn)，在重力的作用下，注入水進(jìn)入底部低滲透層，使得注入水在縱向上均勻推進(jìn)，儲量動用程度比較高［3］。

1.2 開發(fā)因素

1)低壓低產(chǎn) 一是油層條件好，先期產(chǎn)量高，由于注采井網(wǎng)不完善，造成有采無注，地層能量虧空;二是由于粘土礦物水化膨脹、微粒運(yùn)移、各種無機(jī)和有機(jī)垢、生物垢和外來顆粒堵塞油層，導(dǎo)致油層污染，油井低產(chǎn)。

2)井下技術(shù)問題 通過對陸上油田油水井井下技術(shù)狀況調(diào)查，發(fā)現(xiàn)井下技術(shù)狀況存在的問題有套管變形、層間竄槽、井下落物，其中套管變形成為油水井井下技術(shù)狀況的主要問題。注水井套變的主要原因注水壓力激動和固井質(zhì)量的影響，其次為套管剛級和地層構(gòu)造運(yùn)動的影響。采油井淺部套變的主要原因是油層出砂嚴(yán)重、油井作業(yè)頻繁等。注水井套變后，為了防止注水井進(jìn)一步套變，將本井或鄰井同層位停注，勢必會造成周圍油井供液不足;油井淺層套變后，須上提泵掛;低產(chǎn)井套變后由于無法采取措施，同樣會影響到油井產(chǎn)液［2］。

表1 高尚堡油田主力區(qū)塊油井井下技術(shù)問題匯總表

表2 高尚堡油田主力區(qū)塊水井井下技術(shù)問題匯總表

2 低產(chǎn)低效井的治理措施

1)高含水是油井低產(chǎn)低效的主要原因。由于采液速度快、采液強(qiáng)度過高導(dǎo)致的油井高含水問題，要根據(jù)已有的高淺北區(qū)油井采液強(qiáng)度與動液面、出砂情況和增油量的統(tǒng)計分析，合理調(diào)整高淺北區(qū)各小層的采液強(qiáng)度。高淺北Ng8小層水平井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在1.0 m3/d/m以內(nèi)，Ng12小層水平井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在2.0 m3/d/m以內(nèi)(如圖1)。對于邊水推進(jìn)、底水錐進(jìn)、注入水突進(jìn)等造成的油井高含水問題，層間有潛力的，要制定合理的找水、卡封出水層的技術(shù);因多層合采部分層采油不徹底的，制定重射、回采等措施;結(jié)合鉆井、錄井、地層對比等資料，有潛力但不確定的，進(jìn)行剩余油飽和度監(jiān)測，深挖低阻層、差油層、薄油層潛力;針對水平井含水異常上升的井，開展二氧化碳吞吐試驗。

圖1 高淺北區(qū)不同小層水平井增油量、出砂井次與采液強(qiáng)度關(guān)系圖

2)對于連通性好、物性差的儲層采取壓裂改造措施

水力壓裂是將具有一定粘度的液體以大大超過地層吸收能力的排量注入井中，當(dāng)井底的壓力超過井壁附近的壓力及巖石的抗張強(qiáng)度以后，地層就會裂開產(chǎn)生裂縫，或使原有的微小裂縫擴(kuò)張，形成較大的裂縫。水力壓裂可以改善低滲透地層，使液體在地層中的流動由徑向流轉(zhuǎn)為單向流，減小水流或油流阻力。還可以解堵。如高深南區(qū)G17－19井，位于高17－15斷塊中部(圖2)，油層主要分布于Ⅱ、Ⅲ油組，周圍有水井2口(Gx17－2、G17－14)，平均井距150 m。該井自2008.06月投產(chǎn)Ⅲ油組48－59#層，初期日產(chǎn)液13.7 t，日產(chǎn)油13.0 t，含水9.4%，動液面1063 m;2009.05月補(bǔ)開Ⅱ油組30－39#層，靜壓38.06 MP，系數(shù)1.01，初期日產(chǎn)液11.0 t，日產(chǎn)油10.6 t，含水3.5%，動液面1556 m。對應(yīng)水井2口，對應(yīng)關(guān)系較好(圖3)，至2009年10月未見到注水效果，供液不足，后測液面恢復(fù)5天液面由1479上升到180 m。由動、靜態(tài)資料分析知地層為高壓低滲儲層，故采取壓裂改造增產(chǎn)措施。

2010年10月對G17－19井實施壓裂引效，措施后日產(chǎn)液20.8 t，油11.69 t，含水43.8%，動液面890 m，取得了較好的增產(chǎn)效果。

圖2 高深南區(qū)G17－19井組井位圖

圖3 G17－19井組地層對比圖

3)對儲層污染的油井，采取酸化、壓裂的解堵增產(chǎn)辦法。對于其酸化解堵措施主要有:泡沫酸化解堵技術(shù)，實現(xiàn)均勻布酸，快速返排;聲波震蕩解堵技術(shù)，與化學(xué)解堵配合，對水平井因顆粒運(yùn)移堵塞具有較好效果。水井增注技術(shù)主要是硝酸粉末增注技術(shù)的;油層保護(hù)方面主要采用微泡修井液和防解水鎖技術(shù)。

4)注水開發(fā)區(qū)塊地層能量不足區(qū)域，采取注采井網(wǎng)調(diào)整或?qū)酉低晟拼胧?，及時補(bǔ)充地層能量。

5)對于出砂嚴(yán)重，顆粒運(yùn)移堵塞嚴(yán)重且油氣比高的油井，采用擠壓充填防砂技術(shù)，具有地層導(dǎo)流能力影響小，防砂強(qiáng)度大的優(yōu)點。其原理是將陶粒砂擠入地層形成高滲帶，并在防砂管外形成人工井壁，形成兩級擋砂屏障，同時緩解了高速流體(液體、氣體)對射孔炮眼、防砂管的沖蝕作用。對于出砂不嚴(yán)重、地層砂粒徑中值在80 um以上的油層，采用掛濾防砂技術(shù)。對于新層和采液強(qiáng)度低的油井，為了起到穩(wěn)定地層骨架的作用，采用固砂劑防砂技術(shù)，通過化學(xué)劑把疏松砂巖地層的砂礫膠結(jié)起來，以達(dá)到防砂的目的。

6)對于井下技術(shù)問題待大修的油井，由表1和表2知，套管損壞及變形是井下技術(shù)問題的主要原因，還有井下落物、層間串槽等。對于開發(fā)潛力比較大的油井，采取打撈、取換套和套管補(bǔ)貼等大修技術(shù)進(jìn)行治理。G308－4井因套管破損出礫石，最大直徑50mm，采用了膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)，補(bǔ)貼原施工用補(bǔ)貼管26.1m，補(bǔ)貼段1736～1762.1 m。補(bǔ)貼取得了成功。目前該井日產(chǎn)液3 m3，日產(chǎn)油0.5 t。

3 結(jié)論

1)儲層物性差，導(dǎo)致油井高含水或者低產(chǎn)，是高尚堡油田低產(chǎn)低效井形成的主要原因。此外，還有注采井網(wǎng)不完善、儲層污染及井下技術(shù)問題待大修等。

2)考慮到低產(chǎn)低效井成因的多樣性，采取“整體部署，分類研究，分批治理”方法［2］，應(yīng)用現(xiàn)有工藝技術(shù)對低產(chǎn)低效井進(jìn)行綜合治理。

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