海上Q油田低产低效井成因及治理技术研究

甘立琴，谢 岳，吴东昊，欧阳雨薇，杨小红

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

在油田开发过程中存在低产低效井，尤其在低油价阶段对低产低效井的治理是增产上产最有效的途径[1]。Q油田位于渤海中部海域，产层为明化镇组下段及馆陶组上段，属河流相沉积，储层为高孔、高渗。目前国内外对低产低效井的治理研究以陆上油田居多[2-4]，且各油田受地质油藏条件、钻完井工艺及开发历史等影响，低产低效井衡量标准并不统一，治理方法以压裂、转注、堵水、调剖等措施为主，这不能完全适用于海上大井距条件下的低产低效井治理。本文针对海上油田低产低效井，从成因着手对不同类型低产低效井提出相应治理措施，实现油田低成本背景下的增产上产。

1 低产低效井成因分类

2013—2015年，Q油田实施分层系综合调整，目前，无层间干扰，采用水平井+定向井组合开采，生产井251口，注水井86口，平均井距约200.0 m。受海上油田开采成本的制约，将日产油小于10.0 m3的井定义为低产低效井。截至2017年初，共有低产低效井37口。根据油田实际情况及形成原因，将低产低效井分为地质低效、油藏低效和工艺低效三类。

1.1 地质低效

地质低效井表现为物性较差，产液能力不足，可细分为砂体边部和砂体内部低效井。砂体边部低效井储层薄、物性相对较差；砂体内部低效井多为水平采油井，水平段位于河流相储层正韵律上部，储层物性较差，投产初期生产较好，随后能量迅速下降，出现低液量、低油量的特征。

1.2 油藏低效

油藏低效可细分为自然低效、水平井出砂低效、井网不完善低效及平面注水收效不均低效四类。自然低效井为油井井控区域采出程度基本达到标定采收率，表现为高含水、低油量。水平井出砂低效受储层、工艺措施等影响，出砂导致低效或者关停。井网不完善低效是井控区物质基础较好，周边缺少注水井或注采井网不够完善，油井能量不足，产液量低。平面注水收效不均低效是注水井井区优势通道导致水窜区高含水，其他方向能量不足，低产液产油。

1.3 工艺低效

工艺低效是钻完井及生产过程中工作制度未达到地质油藏要求，如储层污染、泵效低等。

2 治理措施

常规低效井治理以压裂、转注、堵水、调剖等措施为主，结合Q油田具体情况，精细地质油藏研究是治理低效井的根本；优化注水、完善注采井网是提高井组开发效果的必要手段；优化措施方案、制定合理工作制度是提升单井产能的有效手段，从而完成地质、油藏、工艺三类低效井治理。

2.1 精细地质油藏研究

2.1.1 精细地质研究

Q油田已开发16年，地质研究精度日益完善，目前在沉积模式指导下，三维地震资料控制下的全井段小层精细对比规模达到单砂体，沉积微相定量描述、沉积演化规律及构型界面渗流屏障与生产动态基本一致。油田生产从复合砂体定向井开采至分层系定向井+水平井组合开采，注水井从全井段统注转变为分层配注，井网从反九点转变为五点井网。

能量充足的砂体边部低效井常见于边水油藏内含油边界附近，生产表现为高含水、低产油，原井区无潜力。治理措施为补孔上返其他层位或者利用上部井段侧钻至潜力井位。如北块NmⅡ3砂体共有A1、A2H两口采油井，其中A1井钻遇油层3.9 m，含油水层1.2 m，投产以来能量充足，但一直低效生产，目前，日产油2.5 m3，含水80%，累计产油1.8×104m3；A2H井表现为能量充足，流压、液量、含水稳定。综合分析认为，A1井区无潜力，且无可上返的潜力层位，于是将其侧钻至同方位其他潜力井位。

砂体内部物性较差的低效水平采油井位于正韵律储层上部，投产后长期处于低液量、低油量生产状态，井筒周边剩余油富集，此类低效井治理通常选择原井位侧钻至正韵律中上部[5]。如 B1H井实钻水平段253.0 m，钻遇油层89.9 m，差油层36.4 m，整体物性较差。投产初期生产较好，随后流压逐渐下降，长期低效生产。综合分析认为，该井区剩余油富集，决定侧钻至井筒下约 2.0 m储层物性较好的B1H1井，该井实钻水平段247.0 m，钻遇油层221.3 m，物性较好，投产后生产稳定，日产油45.0 m3。

2.1.2 精细剩余油描述

油田开发中后期，以纵向细分时间单元、平面细分沉积微相为基础，根据精细地质模型，结合油田生产动静态资料，采用数值模拟方法定量描述剩余油。通过数值模拟可以快速计算出剩余油饱和度、剩余可采储量、采出程度等相关参数。

对于自然低效井，原井位采出程度高，无挖掘潜力。受海上油田施工费用影响，首先考虑其他层位查层补孔继续生产。若其他层位无生产潜力，则考虑目的层及过路层井网需求，是否有必要对该低效井转注，为周边井提供能量。若无转注需求，则充分利用井段，侧钻至同方位其他潜力井位。

出砂低效井是防砂失效导致原井低产低效或者关停[6-7]，原井位采出程度低，剩余油富集。对此，首先采用冲砂、小筛管防砂等大修作业治理，若出砂情况仍无好转，则根据剩余油分布考虑原井位同层侧钻恢复产能。如NmⅠ3砂体的B2H井，投产初期日产油50.0 m3，后期受出砂影响关停，冲砂后恢复生产9个月再次出砂，累计产油2.0×104m3，远低于配产目标13.4×104m3。综合分析后，在该井原井位同层侧钻B2H1井，重新防砂生产，日产油45.0 m3，成功恢复油井产能，且该井无出砂迹象。

2.2 完善油田注水

Q油田馆陶组为刚性底水，无需注水开发；明化镇组下段地层边底水能量不足，依靠注入水驱油，保持地层能量，注够水、注好水是提高明化镇组下段井组开发效果的必要手段。

2.2.1 完善注采井网

完善注采井网即通过完善注采井组平面分布，增强水驱效果，提高储量控制及动用程度，加快采油速度，提高油田采收率。

在地质油藏研究基础上，Q油田井网正从反九点到五点井网转变，主力砂体边部及非主力砂体为不规则井网。砂体边部能量不足的低效井，依据周边井网情况，考虑周边井或本井转注，形成有效注采井网，提高驱油效率，保证地层能量。主力砂体井网不完善的低效井由于能量欠缺低效，需统筹考虑整体注采关系，逐步完成井网的转变，保证每口采油井能量充足。B3井于2002年投产，日产油稳定在55.0 m3，2014年底，日产油逐渐降至13.0 m3，通过提频产能有所增加，但持续时间较短。分析认为，该井区物质基础好，但井网不完善，能量欠缺。将周边井B4井转注，转注后B3井产油量逐步上升，含水降低，日产油上升至70.0 m3（图1）。非主力砂体井网不完善低效井，首先考虑利用周边过路注水井补孔为其注水，若无合适过路注水井，则结合主力砂体井网需求，转注周边井，达到保压、驱油效果。

图1 B3井组生产情况

2.2.2 优化注水

河流相储层平面非均质性强，注入水呈尖峰状突进，导致注水井周边水淹强度大[8-10]。高能区含水高，剩余油贫瘠，低能区注入水波及不到，形成剩余油富集，针对此类平面注水收效不均的低效井，主要通过调驱[11-13]完成高能区控水、低能区加强注水，最终实现注采平衡。如C1H井投产后，低含水期仅维持三个月，之后含水逐渐上升至90%，期间周边采油井C3井转注后，含水略有下降，但持续时间较短。综合分析认为，该井含水由C2井注入水突破引起。采用平剖结合，将C3井调剖，加强该层注水，C2井调驱，在 C1H井方向控水，其他方向加强注水。措施后，日产油上升至95.0 m3，含水率降至78%，目前，日产油稳定60.0 m3，含水率88%（图2）。

图2 C1H井组生产情况

2.3 措施改造，提升单井产量

措施改造主要指单井实施的酸化、换大泵、开关层等作业。酸化作业是针对油层有效渗流通道堵塞[14-15]，尤其井筒周围，导致单井能量低的应对措施。如D1H井投产初期日产油50.0 m3，日产液90.0 m3，后期日产液量逐渐降低至2.5 m3。综合分析认为，该井区储层物性较好，储层污染导致低液量，因此，采取酸化解堵措施。措施之后日产液195.0 m3，日产油40.0 m3，效果较好（图3）。换大泵作业指油田开发过程中，随着含水升高，原始泵效无法满足后期提液增产措施，需更换泵效更高的泵。该措施既针对低泵效的低效井，也可在物质基础丰富、井网完善区域换大泵进行提液增产。开关层措施是针对油井的产液剖面、水井的注水剖面的调整措施，实现产液结构优化，提高波及系数。

图3 D1H井组生产情况

2.4 优化工作制度，提高时率

优化工作制度包括合理安排作业措施，减短低效井的维系时间；及时完成单井制度，达到地质油藏需求；提高时率，充分减少躺井数及躺井时间。

3 应用效果

Q油田针对不同类型的低产低效井，制定了以上相应的治理措施。2017年，共完成治理低产低效井43口，平均日增油24.0 m3，累计日增油1032.9 m3（表 1） 。

表1 Q油田2017年低产低效井治理情况

4 结论

（1）在开发中后期，尤其是低油价阶段，低产低效井的治理是油田增产上产最有效的途径。

（2）低产低效井可细分为物性差的地质低效井；自然低效、水平井出砂、井网不完善以及平面注水收效不均的油藏低效井；钻完井及生产过程中工作制度未达到地质油藏要求的工艺低效井。

（3）针对不同类型的低效井要制定相应的措施，如地质精细油藏逐层挖潜，剩余油研究；完善注采井网，加强注水；优化注水，力求注采平衡；酸化、换大泵等改造；优化工作制度，提升单井产量等措施，2017年完成治理低效井 43口，日产油量增加1032.9 m3。