海上油田“双高”阶段低效井综合治理研究

摘要：X 油田是渤海典型的化学驱结束后续水驱油田，目前处于高含水及高采出程度的“双高”阶段，为解决开发生产过程中低产低效井逐渐增多且治理难度逐渐增加的问题，对油田储层沉积微相、地层物性参数、剩余油挖潜历程、开发方式转变、注采井网调整、增产措施影响等因素开展研究，分析低效井成因主要包括储层条件导致含水突升、井网不完善导致能量下降、过筛管压裂后采油井出砂等。针对不同成因低效井开展了分类治理研究，提出了区域流场调整、分层系开发、防砂筛管补贴等治理措施。2020-2021 年矿场实践表明，对X 油田12 口低效井实施针对性的治理措施，单井平均高峰日增油达18 m3，预测治理有效期内将累增油21×104 m3，该油田的低效井治理技术使油藏生产能力得到有效释放，为同类海上油田低效井治理提供了参考和借鉴。

关键词：“双高”阶段；低效井；成因分析；分类治理；矿场实践；海上油田

引言

渤海X 油田投产至今已有20 余年的开发历程，目前，油田采出程度接近35%，综合含水率达92%，已经进入到开发后期“双高”阶段。该油田自投产以来先后经历了天然能量开发、笼统注水、分层注水、聚合物驱、聚表二元驱、井网加密及后续水驱等一系列调整措施，持续保持着较高的采油速度[1 6]。随着采出程度和含水率的持续上升，近几年开发过程中低效井开始逐渐增加，同时，由于在历史开发过程中，井网和开发方式多次转变，储层剩余油分布更加复杂，能量分布也更加不均衡，使低效井治理难度增大，对油田持续高效开发带来不利影响。现有研究指出，造成采油井低效生产的主要原因包括油藏及流体特征、井网完善情况、能量不足、近井地带堵塞、井下配套工艺不恰当等因素[7 11]，针对典型存在问题，通过应用平面流场调控、纵向调整吸水剖面、强水淹层避射、完善局部井网、酸化压裂、化学固砂等技术，能够有效地治理低效井[12 17]。此外，通过潜力低效井侧钻、分层系开发等剩余油挖潜技术，也能使油藏低效生产情况得到改善[18 26]。针对渤海X 油田地质油藏特征及开发特点，开展了低效井成因分析，分区制定低效井分类标准与评级，以低效井、产量下降井为突破口，由点到面形成对平面及纵向动用情况的系统认识，最终拓展成片寻找共性问题，提出具有针对性的调整方向，形成了一套具有针对性低效井治理技术体系，从而改善油田“双高”阶段开发效果。

1 油田简介

渤海X 油田位于辽东湾北部海域，为古近系直接覆盖于前中生界基底隆起上而形成的披覆半背斜构造。主力层系位于东营组东二下段，主要为三角洲沉积背景下的砂质岩储层，岩性以含砾砂岩、中至细砂岩为主，储集空间以粒间孔为主，主力油层为I、II、III 油组。油藏平均孔隙度为29%，平均渗透率为1 521 mD，属于高孔、中高渗储层。由NE 向SW 方向I 油组储层变厚，II、III 油组变薄。根据储层发育情况及物性特征将主力区块分为东、西两个区域，其中，东区物性和储量规模均优于西区。为实现平衡开发，2007 年，将油田西区的开发方式由水驱转为聚合物驱，5 a 后又转为聚表二元驱，并于2019 年实施完毕，目前，全油田处于后续水驱开发阶段。

2 低效井成因分析

对于海上油田，主流观点采油井低效的界定主要用两种方法：一种是单油井日产油量低于10 m3的采油井，因其经济效益较低而被界定为低效井；另一种则是单井采液强度及月产油水平排名位于全油田或区块后10% 的采油井被界定为低效井[27]。对于X 油田来说，不同生产区块和井组面临的主要矛盾不同，低效井成因复杂，受到多种因素控制，为使治理措施更具针对性和系统性，本次研究对油田14 口低效井开展了成因分析，总结概括主要分为3 类成因。

2.1 储层条件导致含水突升

在油田开发过程中，驱替不均衡是需要持续面临的重要问题，其贯穿油田开发始终，驱替不均衡主要受油藏非均质性影响，而非均质性主要包括平面和纵向两个维度。

从平面上看，X 油田主力区块油组是三角洲沉积背景下的砂质岩储层，构造高部位主要发育河口坝与水下分流河道，构造低部位主要发育前缘席状砂和远砂坝，局部发育分流河道间和三角洲前缘，而油田平面采用注采距离一致的排状井网，对于同一注采井组内发育不同沉积微相的情况，不同微相界面交汇处的注采连通性较差。根据示踪剂监测结果，被注入的示踪剂在各方向对应油井前缘推进速度差异较大，从53∼400 m/d 不等。此外，化学驱期间油井均见产出化学药剂，但见剂时间及产剂浓度存在明显差异，在优势注入方向上采油井含水率异常突升，存水率较低，从而导致低效。

从纵向上分析，油田开发初期，各油组的产出状况与流动系数匹配较好，纵向吸水剖面相对均匀，随着开发的进行，层间动用差异加剧，出液较好的层越来越好，出液相对较差的变得更差。多次酸化及调剖后有一定缓解，但有效期较短。目前，注水井均采用分层注入减缓层间干扰，但层间矛盾依然突出。对2019 年实施的调整井X15 井密闭取芯显示，纵向水淹状况及驱油效率差异较大（图1），I 油组水淹严重，驱油效率高达52%，而II、III 油组水淹弱，驱油效率较低，分别为31% 和8%，严重的层间驱替差异，导致注入水沿优势层位突进，造成采油井低效。

2.2 井网不完善导致能量下降

地层能量下降的原因主要包括注采井网不完善、地面注入压力限制、水质不合格等因素影响[28]，渤海X 油田原始井网老井于1999 年投产，2002 年油田注水后形成反九点面积井网。2014 年，根据调整挖潜需要，新增一批井间加密调整井，与老井共同开发I、II、III 油组。根据新井水淹情况解释，I 油组强水淹层比例高达20.8%，II、III 油组水淹较弱，因此，在射孔方案设计上考虑对I 油组强水淹层避射，从而有效控制了初期含水。但避射也导致新井整体生产厚度变薄，加之老井之间已形成历史优势注水通道，新井注水受效差于老井。根据产、吸剖面测试资料，对于老井来说，I 油组动用好，是主要产液、产水层；而对于新井来说，I 油组采液强度小、产液和产水占比相对较低。老井平均日产液量300 m3，新井平均日产液量210 m3。经过多轮次注采流场调整仍无法解决问题，新井与老井采用同一套注采井网已不满足均衡开发要求。新井注水受效越来越差，储层能量降低，从而导致产油量递减加大，逐渐成为低效井。

2.3 过筛管压裂后采油井出砂

渤海X 油田油藏埋藏相对较浅，储层胶结疏松，储层较易出砂。油田开发中含水期开展了聚合物驱和聚表二元复合驱，自2013 年开始，化学驱井组出现了不同程度的产液量下降现象，根据化学药剂对水相的增黏降低相对渗透率的机理，水相渗流阻力变大，受效井产液的合理下降幅度属于自然规律。但部分采油井的产液量下降高达50%∼70%，已超过合理幅度，常规酸化解堵措施效果差、有效期短。而过筛管压裂技术通过对筛管穿孔再进行对污染带的压裂改造，施工后使用高强度树脂陶粒形成人工井壁，对筛管进行修复。X 油田实施5 口井过筛管压裂后初期效果显著，根据提液生产要求需对措施井逐步扩大生产压差，当生产压差放大到一定程度后，由于树脂陶粒固砂作用减弱，有3 口井出现了不同程度的出砂，使采油井产液量急剧下降，进而成为低效井。

通过对低效井的判别及成因分析，确定了渤海X 油田低效井主要分类，对不同类型问题井开展分类治理研究。

3 低效井治理关键技术

针对不同成因及类型低效井分别开展差异化治理研究及技术攻关。制定了平面上调整注采流线、纵向上分层系开发、工艺上探索改进的整体策略，在治理过程中兼顾剩余油挖潜，利用低效井侧钻进行取芯，分析合理采液速度及生产压差。形成了化学驱后油田区域流场调控、重点问题区域分层开采、出砂井防砂筛管补贴等关键技术。

3.1 区域流场调整

针对由储层条件驱替不均衡问题，一方面，需要对油田注水井配注方式进行优化，寻求更适合高驱替倍数下的配注方法；另一方面，需要对同一井组内采油井的提液界限进行研究，使采油井产液量控制在合理范围内，从而解决驱替不均衡的问题。

3.1.1 基于剩余油流动系数的配注研究

渤海X 油田开发方式和开发井网均经历了多次变化，长期的水驱、化学驱使油藏已达到了较大的驱替倍数，剩余油分布更加复杂，传统的流动系数法已无法满足目前开发阶段对于精细配注的要求，因此，提出基于剩余油流动系数的精细配注方法，以剩余油流动系数来表征油藏剩余油中可流动部分所占的比例

式中：Rmf—剩余油流动系数，无因次；

S o—含油饱和度，%；

S or—残余油饱和度，%；

S omax—最大含油饱和度，%。

由式（1）可知，求取剩余油流动系数的关键是求取残余油饱和度，但随着驱替倍数的增加，残余油饱和度将进一步减小（图2），传统相渗曲线中的残余油饱和度已经不能满足计算需求，需要对求取残余油饱和度的方法进行改进。

常规驱油效率计算是以油水相渗比与含水饱和度关系在半对数坐标系中呈直线关系为基础的

式中：Kro—油相相对渗透率，%；

Krw—水相相对渗透率，%；

S w—含水饱和度，%；

a，b—常系数，通过对实际岩芯相渗数据进行拟合得到，无因次。

这种线性关系在油田中、高含水阶段具有很好的适应性，但随着油田驱替倍数增加，实际的油水相渗比与含水饱和度的半对数关系曲线开始偏离直线，呈现出非线性关系，当S w 趋近于1.0 时，式（2）直线斜率逐渐趋近于负无穷。用传统公式进行线性拟合时，拟合线的延长线对应的含水饱和度可能大于1.0，与油藏实际不符。因此，特高含水期需要建立新的描述公式，以满足油田实际生产的需要。在总结大量相渗数据特点的基础上，提出了新的油水相渗比与含水饱和度关系式

式中：c—系数，无因次，可通过对实际岩芯相渗数据进行拟合得到。

式（3）既能较好地拟合中、高含水期的直线规律，又能较好拟合特高含水期的非线性规律，具有广泛的适应性。忽略毛细管力和重力的作用，根据水相分流量曲线表达式可得

式中：fw—含水率，%；

μo—油相黏度，mPa·s；

μw—水相黏度，mPa·s。

驱油效率计算公式为

式中：ED—驱油效率，%；

S wi—原始含水饱和度，%。

当fw 取值99.99% 时，认为达到极限驱油效率，可得出极限残余油饱和度，进而得到剩余油流动系数，结合储层静态参数，可计算得到剩余油可流动储量。根据剩余油中可流动部分按照其比例进行配注，平面和纵向上均有较好的适用性，满足油田在“双高”阶段精细注水需求。

3.1.2 化学驱后合理提液界限研究

在油田产量目标的指导下，根据油田地层压力恢复情况及液量水平，对具有潜力的采油井进行提液。每口油井的产液量上限和该井附近的物性、地层系数等因素是紧密相关的，并随着开发阶段的变化而变化。在采油井提液方案设计过程中，需要以理论液量上限为依据，超过理论值可能导致注采不平衡问题加剧。由于X 油田先后历经了水驱、化学驱、后续水驱的开发过程，需要根据聚驱及后续水驱的相渗曲线分别计算采液指数，从而得到单井的合理产液量。

化学驱后油水的相对渗透率发生变化，采液指数也随之变化，注入驱替剂后，油藏流体可分为化学驱段和油水混合流动段，化学驱段和油水混合流动段总的平均视黏度可表示为

式中：λr—流体平均视黏度，mPa·s；

Vp—注采井间化学驱段塞长度比例，%；

λri—开发初期流体平均视黏度，mPa·s；

μp—化学药剂溶液黏度，mPa·s；

Krw（S w）—当含水饱和度为S w 时水相相对渗透率，%。

则化学驱阶段无因次采液指数可表达为

式中：J′—DL 化学驱阶段无因次采液指数；

λrp—化学驱初期流体平均视黏度，mPa·s。

化学驱结束，进入后续水驱阶段后，因化学药剂对储层作用的动平衡被打破，采液指数再次变化，为得到油井合理液量的计算，应用X15 井密闭取芯得到了该阶段的相对渗透率曲线，化学驱后油井采液指数为

式中：JL—化学驱后油井采液指数，m3/（d·MPa）；

K—岩石渗透率，mD；

H—储层平均厚度，m；

Re—井控范围内等效半径，m；

rw—采油井井筒半径，m；

s—地层表皮系数，无因次；

Kro（S w）—当含水饱和度为S w 时油相相对渗透率，%。

在后续水驱阶段，当含水饱和度为S w 时的无因次采液指数为

式中：JDL—后续水驱阶段无因次采液指数；

Joi—生产井后续水驱初期平均采液指数，m3/（d·MPa）；

S wc—后续水驱初期含水饱和度，%；

Kro（S wc）—后续水驱初期油相相对渗透率，%。

由于后续水驱过程中，地层中仍吸附有大量化学药剂，同时，考虑筛管处表皮污染，该阶段合理采液指数应介于化学驱和后续水驱计算结果之间，结合采油井目前生产压差，即可求得不同开发阶段的单井合理产液量范围。

为实现调整平面注水方向的目的，主要采用封堵强度低但段塞尺寸较大的调剖体系，通过多轮次调剖解决平面注水不均衡的问题。对于高出合理产液量的采油井限产，而对未达合理产液量的采油井进行优势注水，以X17 注采井组为例（图3），考虑采油井X17 井产液量下降、含水率较高的问题，通过计算剩余油可流动储量，配合工艺改造，对新注水井X18 井周边II、III 油组提压增注，同时，老注水井X19 井I 油组多轮次调剖并控制总体注入量，使X17 井既恢复了产液量又降低了含水。说明基于上述方法的区域流场调整方法能够满足“双高”阶段对于油、水井配产和配注需求。

3.2 分层系开采试验

新增采油井因与老井生产层位相同，但注水受效差，常规流线调整难以取得改善作用，因此，考虑纵向分层系开发，根据现有研究，分层系开发应满足储层纵向叠合较好、采油井全部钻遇主力层、层间干扰严重、平面采出差异较大、整体水淹严重等条件要求。经论证，主力区块西区X18 为首的采油井排可作为试验井组开展分层系试验。考虑到I 油组为主力区块西区主要产液层，对采油井排进行间隔抽稀，设计将注水优势方向的老采油井及新注水井关闭I 油组，生产II、III 油组；新采油井及老注水井生产Ⅰ 油组，井网由原一套排状注采井网转为两套反五点井网交互开发（图4）。并保持井组总注入、采出量不低于分层系之前，一方面可以实现液流转向，动用I 油组弱势驱油方向剩余油；另一方面缩小了各开发层系的物性差异，通过对老采油井放大压差可提高II、III 油组潜力层的动用。

基于精细地质建模和历史拟合，截取实际模型中关键井组进行了数值模拟方案研究，根据研究结果，细分层系后能够有效释放新井和老井产能。相比于细分层系前，平均单井米采液指数由1.80 m3/（d·m·MPa）提高至2.63 m3/（d·m·MPa），提高幅度为46%；米采油指数由0.25 m3/（d·m·MPa） 提高至0.49 m3/（d·m·MPa），提高幅度为96%，井组平均日产液量可由750 m3 提升至960 m3，在释放各油组潜力的同时含水率下降约6%。

3.3 防砂筛管补贴

过筛管压裂增产工艺能够解决采油井近井地带聚堵、砂堵问题，使采油井产液量逐渐恢复，但当生产压差超过一定范围后，采油井再次出砂，导致液量下降，再次成为低效井。根据工艺研究，判断该问题由树脂陶粒固砂作用减弱引起，因此，进行防砂筛管补贴作业，补贴方式采用新型无胀锥式膨胀服务工具并高延展性薄壁实体膨胀管。新型补贴技术采用径向膨胀工艺，补贴过程中不会发生错位，补贴位置精确。补贴管采用2 mm 高性能薄壁实体管，膨胀后能够使套管最大内径保留到4.75′′（1′′=2.54 cm），可满足后续的分层生产及常规作业需求。以X12 井为例，进行防砂筛管补贴后，结合化学驱后合理提液界限，将生产压差控制在6 MPa 以下，虽然产液量略低于过筛管压裂之后水平，但由于精准封堵了主要出砂层位，即使是主要窜流层，含水率也低于措施前，日产油增加了13 m3，如图5 所示。

4 矿场应用实践

通过对X 油田低效井评判界定及成因分析，近两年针对不同类型低效井共计提出14 井次的综合治理方案，其中，含水突升导致低效7 口，过筛管压裂出砂导致低效3 口，地层能量下降导致低效4 口。截至目前，已解决因驱替不均衡及过筛管压裂出砂低效井12 口，使油藏潜力得到有效释放，开发生产形势逐渐向好，见图6。

综合治理后，单井平均高峰日增油达18 m3，预测治理有效期内将实现累增油21×104 m3。而对于分层系开发试验，由于目前X 油田在高含水阶段普遍采用大段合采管柱，分层系开发所要求的开关层需要动管柱作业配合，考虑经济效益，后续建议结合油价变化趋势、作业技术优化、生产成本集约情况优先实施。

5 结论

1）通过对渤海X 油田低效井成因分析，总结导致采油井低效的主要因素有驱替不均衡、地层能量下降及过筛管压裂出砂。通过剖析不同类型低效井面临问题提出了相应的治理方案。

2）基于低效井成因分析，提出了高驱替倍数下剩余油流动系数的配注技术、化学驱后合理提液界限等区域流场调整技术、分层系开发技术和防砂筛管补贴等治理措施。对X 油田12 口低效井实施治理措施后，单井平均高峰日增油达18 m3，预测治理有效期内累增油21×104 m3，效果显著。

3）渤海X 油田“双高”阶段低效井治理研究方法及实践经验可以为同类型海上油田低效井治理提供指导和借鉴。

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作者简介

王欣然，1985 年生，男，汉族，黑龙江五常人，高级工程师，硕士，主要从事油田开发及提高采收率方面的研究工作。E-mail：wangxr7@cnooc.com.cn

王艳霞，1970 年生，女，汉族，河南汝南人，高级工程师，主要从事油藏开发相关研究及管理工作。E-mail：741407951@qq.com

王晓超，1988 年生，女，汉族，四川南充人，高级工程师，硕士，主要从事海上油田开发及提高采收率技术研究。E-mail：wangxch47@cnooc.com.cn

邓景夫，1986 年生，男，蒙古族，内蒙古呼伦贝尔人，高级工程师，硕士，主要从事油气田开发方面的研究工作。E-mail：dengjf3@cnooc.com.cn

李红英，1970 年生，女，汉族，河北武邑人，高级工程师，主要从事石油与天然气地质学方面的研究工作。E-mail：lihy5@cnooc.com.cn

编辑：王旭东

基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05058 001）