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[摘 要]针对早期油井大多以裸眼完井，随着油田勘探开发的不断推进，裸眼完井所暴露的问题越来越多，严重制约着区域整体开发效果。本文作者结合自己的工作实践，对七里村油田裸眼井开发后存在的问题做一分类和总结，为帮助提高该区块开发水平，缓解该区递减，提供参考。
[关键词]七里村油田 裸眼井 开发问题
中图分类号：P631.83 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0400-01
1 前言
七里村油田裸眼井区主要分布在佛古塬区、杨旗区和黑家堡区。主力含油层位为延长组长6油层组，为弹性—溶解气驱岩性油藏。油藏埋深100～500m。于1985年开始勘探开发，采用滚动勘探开发。1985-1997年为保护地表资源及受运输、水源、成本的影响，油田开发沿“三边”布井，距离2017年平均生产年数超过12年，单井平均压裂次数大于6井次。由于早期开发技术的不成熟不规范，多年的压裂作业，现剩余可改造井油层段有限；并且，该区块长期依靠天然能量开采，无注水能量补充，地层亏空严重，先存在一系列开发问题，亟待解决。
2 裸眼井开发中存在的问题
经过多年的勘探开发，七里村油田裸眼井开发主要面临以下问题：
2.1 储层物性差。根据岩心分析资料统计结果表明，我厂裸眼井区长6储层孔隙度为7～13%，平均值为9.27%；渗透率主要分布在0.20×10-3μm2～0.9×10-3μm2之间，平均值0.45×10-3μm2，属特低孔、超低渗储层。由于孔隙度和渗透率低，且孔隙喉道半徑较小，毛管阻力大，导致启动压力梯度及驱替压力梯度变大，使得油藏在开发初期地层压力下降较快，产量下降也较快。
2.2 开发区域驱动能量单一，基本以弹性驱动能量为主。经过多年开发，裸眼井区域地层能量亏空严重，地层能量得不到有效的补充，层间层内矛盾突出，单井产能低。
2.3 大部分裸眼井无井口控压装置，无法做到合理控制生产压差。随着地层压力的降低，油井采液指数、采油指数下降。
3 裸眼井综合治理对策探讨
3.1 沟通渗流通道
由于裸眼井区域特殊的地质特征，该区域的分流河道砂岩是主要储集层，平均孔隙直径为50～150μm，喉道直径主要分布在0.40～2.40μm，平均为0.34μm，属小孔隙微细喉道为主。为了改变储层渗流通道，选取储层物性较好，初产较高的裸眼井采用压裂措施对其进行治理改造。建议引进小承压段压裂和水力喷砂压裂工艺措施，进行试验。
3.2 改善产液剖面
部分油井堵塞后，表现出产液量、产油量、动液面等持续下降。针对这类油井采取合适的解堵措施对其进行治理改造，有效解除压裂胍胶、聚合物、细菌、硫化物等引起的油层污染，恢复了油流通道，解除油层的堵塞。同时，解堵剂改善了原油在地层中的流动性，从而提高了单井产量。主建议使用PG木质素解堵、CLO2解堵和多频脉冲化学复合解堵措施，进行试验。
3.3 补充地层能力
经过多年的勘探开发，我厂裸眼井区地层能量亏空严重，由于目前的注水工艺主要适用于套管井区域，裸眼井注水工艺不成熟，使得裸眼井区地层能量得不到有效的补充，层间层内矛盾突出，单井产能低。建议引进氮气泡沫吞吐采油技术措施，进行试验。
4 结束语
综上所述，经过多年的裸眼井综合治理改造，七里村油田裸眼井区域的好油层已基本动用完，剩余可供挖潜的大多是差薄油层，且油井井壁不规则，封隔器难以坐封；为后期改造带来了很大的挑战。同时，压裂类措施和解堵类措施无法从根本上解决裸眼井区域地层能力亏空严重、地层压力低的问题。因此，油田下一步将开展裸眼井注水开发先导性试验，为裸眼井区域的二次采油探索出路。
参考文献
[1] 刘波，方凯，寸少妮.佛古塬油田携砂解堵新工艺应用效果分析[J].中国石油石化，2015（22）：104-106.
[2] 侯国宁，汪洋.王家川油田佛古塬油区延长组长6油层组油藏描述报告[M]. 陕西延长石油（集团）有限责任公司王家川采油厂，2009.10 .
[关键词]七里村油田 裸眼井 开发问题
中图分类号：P631.83 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0400-01
1 前言
七里村油田裸眼井区主要分布在佛古塬区、杨旗区和黑家堡区。主力含油层位为延长组长6油层组，为弹性—溶解气驱岩性油藏。油藏埋深100～500m。于1985年开始勘探开发，采用滚动勘探开发。1985-1997年为保护地表资源及受运输、水源、成本的影响，油田开发沿“三边”布井，距离2017年平均生产年数超过12年，单井平均压裂次数大于6井次。由于早期开发技术的不成熟不规范，多年的压裂作业，现剩余可改造井油层段有限；并且，该区块长期依靠天然能量开采，无注水能量补充，地层亏空严重，先存在一系列开发问题，亟待解决。
2 裸眼井开发中存在的问题
经过多年的勘探开发，七里村油田裸眼井开发主要面临以下问题：
2.1 储层物性差。根据岩心分析资料统计结果表明，我厂裸眼井区长6储层孔隙度为7～13%，平均值为9.27%；渗透率主要分布在0.20×10-3μm2～0.9×10-3μm2之间，平均值0.45×10-3μm2，属特低孔、超低渗储层。由于孔隙度和渗透率低，且孔隙喉道半徑较小，毛管阻力大，导致启动压力梯度及驱替压力梯度变大，使得油藏在开发初期地层压力下降较快，产量下降也较快。
2.2 开发区域驱动能量单一，基本以弹性驱动能量为主。经过多年开发，裸眼井区域地层能量亏空严重，地层能量得不到有效的补充，层间层内矛盾突出，单井产能低。
2.3 大部分裸眼井无井口控压装置，无法做到合理控制生产压差。随着地层压力的降低，油井采液指数、采油指数下降。
3 裸眼井综合治理对策探讨
3.1 沟通渗流通道
由于裸眼井区域特殊的地质特征，该区域的分流河道砂岩是主要储集层，平均孔隙直径为50～150μm，喉道直径主要分布在0.40～2.40μm，平均为0.34μm，属小孔隙微细喉道为主。为了改变储层渗流通道，选取储层物性较好，初产较高的裸眼井采用压裂措施对其进行治理改造。建议引进小承压段压裂和水力喷砂压裂工艺措施，进行试验。
3.2 改善产液剖面
部分油井堵塞后，表现出产液量、产油量、动液面等持续下降。针对这类油井采取合适的解堵措施对其进行治理改造，有效解除压裂胍胶、聚合物、细菌、硫化物等引起的油层污染，恢复了油流通道，解除油层的堵塞。同时，解堵剂改善了原油在地层中的流动性，从而提高了单井产量。主建议使用PG木质素解堵、CLO2解堵和多频脉冲化学复合解堵措施，进行试验。
3.3 补充地层能力
经过多年的勘探开发，我厂裸眼井区地层能量亏空严重，由于目前的注水工艺主要适用于套管井区域，裸眼井注水工艺不成熟，使得裸眼井区地层能量得不到有效的补充，层间层内矛盾突出，单井产能低。建议引进氮气泡沫吞吐采油技术措施，进行试验。
4 结束语
综上所述，经过多年的裸眼井综合治理改造，七里村油田裸眼井区域的好油层已基本动用完，剩余可供挖潜的大多是差薄油层，且油井井壁不规则，封隔器难以坐封；为后期改造带来了很大的挑战。同时，压裂类措施和解堵类措施无法从根本上解决裸眼井区域地层能力亏空严重、地层压力低的问题。因此，油田下一步将开展裸眼井注水开发先导性试验，为裸眼井区域的二次采油探索出路。
参考文献
[1] 刘波，方凯，寸少妮.佛古塬油田携砂解堵新工艺应用效果分析[J].中国石油石化，2015（22）：104-106.
[2] 侯国宁，汪洋.王家川油田佛古塬油区延长组长6油层组油藏描述报告[M]. 陕西延长石油（集团）有限责任公司王家川采油厂，2009.10 .