低效益油井原因分析及治理对策

2019-02-13郭福军曾忱陈智

石油石化节能 2019年9期

郭福军曾忱陈智

（1.中国石油辽河油田公司；2.中国石油油测井辽河分公司；3.中国石油吐哈油田公司）

老油田经过几十年的开发，大都经历了上产、稳产阶段，已步入递减开发阶段。在递减开发阶段，开发矛盾重重，资源接替紧张，在现有的开发技术条件下，成本控制难度越来越大。为保持一定产量规模每年都有一部分的低效益井生产，并且近几年呈逐年上升态势，低效益井的生产严重影响了油田企业的发展。

1 低效益油井的原因分析

根据统计M 油田2017 年共有160 口油井为低效益油井，占油井总数的13.62%，年油气当量占总油气当量的3.62%，花费的操作成本占总操作成本的14.95%。160 口低效井主要由以下原因造成的[1-2]。

1）低产能。由于产能较低，而维护油井正常生产的成本费用也随着开采时间的延长不断增加，造成单位操作成本偏高，效益较差。这部分油井占低效益井总数的45%。

2）高含水。油田开发到后期，含水不断上升，尽管产液量高，但采出的大部分为水，产油量较少[3-5]。由于多数井连续生产，维护单井正常生产的相关费用也在不断增加。产出少，相对投入的成本高，因此形成了成本费用居高不下的局面。这部分井占26.25%。

3）措施效果差。这类井是由于采取措施后未能达到预期的增产效果。这部分井占低效益油井的1.88%。

4）措施后生产时间短。这类油井可细分三类：一是作业施工后产量恢复期长；二是因为作业施工中发生问题，造成作业时间长影响产量恢复；三是由于措施实施不当而影响产量。但这类井经过一段时间的恢复后大部分井可以达到预期增产的目的，可定义为临时性低效益油井，这类井占10.63%。

5）油井供液不足。这部分井有些是由于作业施工不当造成油层污染使油井动液面降低；有些是由于油井本身供液能力差、地层能量不足造成供液不足；有些井是经过长时间生产、地层能量严重衰竭而又无注水补充能量造成供液不足等。依据实际情况，生产部门采取针对性的措施就可以解决问题，如关井恢复、调层、补充注水（增注）等，因此这部分井也可划入临时性低效益油井。这部分井有26 口，占总数的16.25%。

2 低效益油井的治理对策

1）开展单井效益评价，指导油井生产。通过单井效益评价工作的开展，使各级管理人员对单井效益情况做到了全面了解，并及时对低效益井实施“关停并转减”系统工程，实现效益产量最大化。定期对低效益井成因逐一分析后，制定切实可行的措施方案并付诸实施[6-8]。按月召开协调会，公布低效油井形成原因及下步治理措施对策，解决生产中存在的各种矛盾和问题。

2）对低产能井采取提管捞油、优化间开周期，以及措施治理，完善注采井网等综合治理措施，提高单井产能，促使其向效益井转化。M 油田全年共对18 口低产能井采取了间开措施，年产油2 861 t，年产气3.45×104m3，油气商品量2 634.1 t，发生操作成本470.54 万元，单位操作成本1 786.33 元/t，通过间开生产后，有15 口低效井升级为效益井；对10 口井采取了捞油措施，年产油58 t，油气商品量52.33 t，发生操作成本8.36 万元，单位操作成本1 597.1 元/t，通过捞油生产后，有8 口井升级为效益井；酸化解堵2 口，微生物驱油3 口，都实现了效益升级。

3）对高含水井可加强地质研究和测试监测工作，采取堵水、完善注采系统、调整配注方案等措施，有效遏制含水的上升，提高单井产油量，降低开采成本，使其转化成有效益油井。M 油田全年通过加大环空产液剖面测试和中子寿命测试监测工作量，对因高含水造成的低效益井实施地质堵水9 井次，化学药剂堵水13 井次，年产油6 732 t，年产气490.6×104m3，油气商品量8 676.8 t，发生操作成本872.5 万元，单位操作成本1 005.54 元/t，22 口油井中有20 口油井实现了效益升级。

4）对于措施效果差造成的低效益油井，采取潜力分析，若有潜力，上新措施；无潜力可考虑转化开采方式，间开或关井。M 油田通过对措施效果差的3 口油井进行论证后，对K45-28C 井又采取了堵补措施，年产油353 t，油气商品量331.97 t，发生操作成本40.48 万元，单位操作成本1 219.5 元/t，实现了效益升级；对其它2 口井实施了间开措施，有1 口油井的操作成本大幅降低，实现了效益的提升。

5）对于临时性的低效井，随着生产时间的延长，单位操作成本会随着产量的逐渐增加而下降，这类井在产量稳定的情况下，一般经过1～2 月，无需采取专门的治理措施，都会转化为效益井。临时性的低效井43 口，通过加强生产经营管理，有35 口井实现了效益升级。