海上Q油田低產低效井成因及治理技術研究

甘立琴，謝 岳，吳東昊，歐陽雨薇，楊小紅

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

在油田開發過程中存在低產低效井，尤其在低油價階段對低產低效井的治理是增產上產最有效的途徑[1]。Q油田位于渤海中部海域，產層為明化鎮組下段及館陶組上段，屬河流相沉積，儲層為高孔、高滲。目前國內外對低產低效井的治理研究以陸上油田居多[2-4]，且各油田受地質油藏條件、鉆完井工藝及開發歷史等影響，低產低效井衡量標準并不統一，治理方法以壓裂、轉注、堵水、調剖等措施為主，這不能完全適用于海上大井距條件下的低產低效井治理。本文針對海上油田低產低效井，從成因著手對不同類型低產低效井提出相應治理措施，實現油田低成本背景下的增產上產。

1 低產低效井成因分類

2013—2015年，Q油田實施分層系綜合調整，目前，無層間干擾，采用水平井+定向井組合開采，生產井251口，注水井86口，平均井距約200.0 m。受海上油田開采成本的制約，將日產油小于10.0 m3的井定義為低產低效井。截至2017年初，共有低產低效井37口。根據油田實際情況及形成原因，將低產低效井分為地質低效、油藏低效和工藝低效三類。

1.1 地質低效

地質低效井表現為物性較差，產液能力不足，可細分為砂體邊部和砂體內部低效井。砂體邊部低效井儲層薄、物性相對較差；砂體內部低效井多為水平采油井，水平段位于河流相儲層正韻律上部，儲層物性較差，投產初期生產較好，隨后能量迅速下降，出現低液量、低油量的特征。

1.2 油藏低效

油藏低效可細分為自然低效、水平井出砂低效、井網不完善低效及平面注水收效不均低效四類。自然低效井為油井井控區域采出程度基本達到標定采收率，表現為高含水、低油量。水平井出砂低效受儲層、工藝措施等影響，出砂導致低效或者關停。井網不完善低效是井控區物質基礎較好，周邊缺少注水井或注采井網不夠完善，油井能量不足，產液量低。平面注水收效不均低效是注水井井區優勢通道導致水竄區高含水，其他方向能量不足，低產液產油。

1.3 工藝低效

工藝低效是鉆完井及生產過程中工作制度未達到地質油藏要求，如儲層污染、泵效低等。

2 治理措施

常規低效井治理以壓裂、轉注、堵水、調剖等措施為主，結合Q油田具體情況，精細地質油藏研究是治理低效井的根本；優化注水、完善注采井網是提高井組開發效果的必要手段；優化措施方案、制定合理工作制度是提升單井產能的有效手段，從而完成地質、油藏、工藝三類低效井治理。

2.1 精細地質油藏研究

2.1.1 精細地質研究

Q油田已開發16年，地質研究精度日益完善，目前在沉積模式指導下，三維地震資料控制下的全井段小層精細對比規模達到單砂體，沉積微相定量描述、沉積演化規律及構型界面滲流屏障與生產動態基本一致。油田生產從復合砂體定向井開采至分層系定向井+水平井組合開采，注水井從全井段統注轉變為分層配注，井網從反九點轉變為五點井網。

能量充足的砂體邊部低效井常見于邊水油藏內含油邊界附近，生產表現為高含水、低產油，原井區無潛力。治理措施為補孔上返其他層位或者利用上部井段側鉆至潛力井位。如北塊NmⅡ3砂體共有A1、A2H兩口采油井，其中A1井鉆遇油層3.9 m，含油水層1.2 m，投產以來能量充足，但一直低效生產，目前，日產油2.5 m3，含水80%，累計產油1.8×104m3；A2H井表現為能量充足，流壓、液量、含水穩定。綜合分析認為，A1井區無潛力，且無可上返的潛力層位，于是將其側鉆至同方位其他潛力井位。

砂體內部物性較差的低效水平采油井位于正韻律儲層上部，投產后長期處于低液量、低油量生產狀態，井筒周邊剩余油富集，此類低效井治理通常選擇原井位側鉆至正韻律中上部[5]。如 B1H井實鉆水平段253.0 m，鉆遇油層89.9 m，差油層36.4 m，整體物性較差。投產初期生產較好，隨后流壓逐漸下降，長期低效生產。綜合分析認為，該井區剩余油富集，決定側鉆至井筒下約 2.0 m儲層物性較好的B1H1井，該井實鉆水平段247.0 m，鉆遇油層221.3 m，物性較好，投產后生產穩定，日產油45.0 m3。

2.1.2 精細剩余油描述

油田開發中后期，以縱向細分時間單元、平面細分沉積微相為基礎，根據精細地質模型，結合油田生產動靜態資料，采用數值模擬方法定量描述剩余油。通過數值模擬可以快速計算出剩余油飽和度、剩余可采儲量、采出程度等相關參數。

對于自然低效井，原井位采出程度高，無挖掘潛力。受海上油田施工費用影響，首先考慮其他層位查層補孔繼續生產。若其他層位無生產潛力，則考慮目的層及過路層井網需求，是否有必要對該低效井轉注，為周邊井提供能量。若無轉注需求，則充分利用井段，側鉆至同方位其他潛力井位。

出砂低效井是防砂失效導致原井低產低效或者關停[6-7]，原井位采出程度低，剩余油富集。對此，首先采用沖砂、小篩管防砂等大修作業治理，若出砂情況仍無好轉，則根據剩余油分布考慮原井位同層側鉆恢復產能。如NmⅠ3砂體的B2H井，投產初期日產油50.0 m3，后期受出砂影響關停，沖砂后恢復生產9個月再次出砂，累計產油2.0×104m3，遠低于配產目標13.4×104m3。綜合分析后，在該井原井位同層側鉆B2H1井，重新防砂生產，日產油45.0 m3，成功恢復油井產能，且該井無出砂跡象。

2.2 完善油田注水

Q油田館陶組為剛性底水，無需注水開發；明化鎮組下段地層邊底水能量不足，依靠注入水驅油，保持地層能量，注夠水、注好水是提高明化鎮組下段井組開發效果的必要手段。

2.2.1 完善注采井網

完善注采井網即通過完善注采井組平面分布，增強水驅效果，提高儲量控制及動用程度，加快采油速度，提高油田采收率。

在地質油藏研究基礎上，Q油田井網正從反九點到五點井網轉變，主力砂體邊部及非主力砂體為不規則井網。砂體邊部能量不足的低效井，依據周邊井網情況，考慮周邊井或本井轉注，形成有效注采井網，提高驅油效率，保證地層能量。主力砂體井網不完善的低效井由于能量欠缺低效，需統籌考慮整體注采關系，逐步完成井網的轉變，保證每口采油井能量充足。B3井于2002年投產，日產油穩定在55.0 m3，2014年底，日產油逐漸降至13.0 m3，通過提頻產能有所增加，但持續時間較短。分析認為，該井區物質基礎好，但井網不完善，能量欠缺。將周邊井B4井轉注，轉注后B3井產油量逐步上升，含水降低，日產油上升至70.0 m3（圖1）。非主力砂體井網不完善低效井，首先考慮利用周邊過路注水井補孔為其注水，若無合適過路注水井，則結合主力砂體井網需求，轉注周邊井，達到保壓、驅油效果。

圖1 B3井組生產情況

2.2.2 優化注水

河流相儲層平面非均質性強，注入水呈尖峰狀突進，導致注水井周邊水淹強度大[8-10]。高能區含水高，剩余油貧瘠，低能區注入水波及不到，形成剩余油富集，針對此類平面注水收效不均的低效井，主要通過調驅[11-13]完成高能區控水、低能區加強注水，最終實現注采平衡。如C1H井投產后，低含水期僅維持三個月，之后含水逐漸上升至90%，期間周邊采油井C3井轉注后，含水略有下降，但持續時間較短。綜合分析認為，該井含水由C2井注入水突破引起。采用平剖結合，將C3井調剖，加強該層注水，C2井調驅，在 C1H井方向控水，其他方向加強注水。措施后，日產油上升至95.0 m3，含水率降至78%，目前，日產油穩定60.0 m3，含水率88%（圖2）。

圖2 C1H井組生產情況

2.3 措施改造，提升單井產量

措施改造主要指單井實施的酸化、換大泵、開關層等作業。酸化作業是針對油層有效滲流通道堵塞[14-15]，尤其井筒周圍，導致單井能量低的應對措施。如D1H井投產初期日產油50.0 m3，日產液90.0 m3，后期日產液量逐漸降低至2.5 m3。綜合分析認為，該井區儲層物性較好，儲層污染導致低液量，因此，采取酸化解堵措施。措施之后日產液195.0 m3，日產油40.0 m3，效果較好（圖3）。換大泵作業指油田開發過程中，隨著含水升高，原始泵效無法滿足后期提液增產措施，需更換泵效更高的泵。該措施既針對低泵效的低效井，也可在物質基礎豐富、井網完善區域換大泵進行提液增產。開關層措施是針對油井的產液剖面、水井的注水剖面的調整措施，實現產液結構優化，提高波及系數。

圖3 D1H井組生產情況

2.4 優化工作制度，提高時率

優化工作制度包括合理安排作業措施，減短低效井的維系時間；及時完成單井制度，達到地質油藏需求；提高時率，充分減少躺井數及躺井時間。

3 應用效果

Q油田針對不同類型的低產低效井，制定了以上相應的治理措施。2017年，共完成治理低產低效井43口，平均日增油24.0 m3，累計日增油1032.9 m3（表 1） 。

表1 Q油田2017年低產低效井治理情況

4 結論

（1）在開發中后期，尤其是低油價階段，低產低效井的治理是油田增產上產最有效的途徑。

（2）低產低效井可細分為物性差的地質低效井；自然低效、水平井出砂、井網不完善以及平面注水收效不均的油藏低效井；鉆完井及生產過程中工作制度未達到地質油藏要求的工藝低效井。

（3）針對不同類型的低效井要制定相應的措施，如地質精細油藏逐層挖潛，剩余油研究；完善注采井網，加強注水；優化注水，力求注采平衡；酸化、換大泵等改造；優化工作制度，提升單井產量等措施，2017年完成治理低效井 43口，日產油量增加1032.9 m3。