加强注采协调配套治理低效井对策探究

加强注采协调配套治理低效井对策探究

李乐乐 孙伟

中国石化胜利油田分公司滨南采油厂采油管理一区技术室

摘要：油田经过多年注水开发注采矛盾越来越突出，低效井层逐渐增多，增加了油田措施调整和剩余油挖潜的难度。本文分析了低效井的现状和形成原因，通过协调注采关系，合理匹配机泵及工作参数，堵调结合，提高油井的利用率

，探讨了低效井的治理对策。

关键词：低效井；配套治理；措施调整；注采协调

随着油田开发时间的延续以及以开采薄差油层为主的二次加密调整井的投产，低产井不断增加，这些井的存在直接影响着油田开发整体效果和企业经济效益。据2019年资料统计，低效井占应开井数的28.0% ，对低效井形成原因进行了分析，主要有以下原因。

一、低效井形成原因

1.采出程度高，剩余可采储量小

一是投产较早的基础井和一次井，经过多年注水开发后，目前单井可采储量的采出程度比较高，各类油层动用都比较好，在现有井网和开采技术条件下，自身挖潜余地已经很小，因而造成油井低产。二是在基础井网或一次井网条件下，个别井点非主力油层已得到很好动用，使得一次或二次加密调整井投产后含水较高，尽管目前累积产油较少，但由于剩余可采储量较小，可采储量采出程度较高，调整挖潜余地已经很小，造成油井低产。

2.油层条件差，控制储量低

随着油田开发的深入，加密调整对象逐步转向表外储层和表内薄差油层，这类油层发育厚度小，控制储量低，而且渗透性差，导流能力差，开采难度较大，在现有井网和开采技术条件下，挖潜余地较小，造成油井低产，形成的低产井。

3.注采不完善，油层形成低压区，供液能力差

一是位于断层附近或油田边部，无注水井补充能量或连通水井少，油井长期供液不足，造成低产；二是由于砂体发育规模小，连续性差，水驱控制程度低，单砂体注采不完善严重，造成油井低产。

4.油水井层间或平面矛盾突出，调整挖潜难度较大

由于注水井套损等原因注水状况差、油井本身层间差异大或砂体平面矛盾突出，注入水单方向推进，造成油井层间或平面动用差异较大，吸水好的层或注水受效好的方向油井已经高含水，吸水差的层或受效差的方向油井含水低，出液低，造成油井低产，这种类型的低产井共有8口。

5.三抽设备及工作参数偏大，造成系统效率低

工作参数偏大112口井、机型偏大22口井。另外由于井况及泵况变差造成低效73口井。

二、低效井的治理对策

根据低效井成因，应用现有成熟的工艺技术，遵循“由易向难”、“由简单到复杂”“由单一措施到多种措施并用”“地质、工艺相结合”的原则，综合分析评价各种措施的基础上进行低效井治理。根据低效井成因特点，确定了以下几种治理对策。

1.“堵、调”结合，调整层间及平面矛盾，提高较差油层动用程度

对于全井采出程度高，剩余可采储量小，但层间动用差异大的井，采取堵水与注水方案调整相结合的措施，减缓平面及层间矛盾，提高动用较差油层的出液能力，使油井脱离低效。

2.通过注水方案调整，加强低含水层的注水，提高油层产液量

注水方案调整是油田开发调整过程中提高油层动用程度的较为常用的手段，工艺成熟，易于操作，费用低，因此，在低效井治理过程中我们本着“由易到难”的原则，对低产井的平面及单砂层注采关系进行分析，适当调整注水方案，控制含水、提高产量，达到以较小的投资获得较大的经济效益的目的。

3.应用压裂工艺，改造薄差油层，提高油层导流能力

某厂二、三次加密调整井及过渡带扩边井开采对象均以薄差储层为主，导流能力差，从压力剖面看注水压力高，油井受效差，地层压力低，水流压力低。因此对于具有措施潜力的低产井，我们主要通过压裂减小渗流阻力，提高油层的导流能力，进而达到增加单井产量的目的。

4.转移开采对象，挖潜非调整层潜力，提高井层利用率

一部分开采薄差层为主的低产井，由于射开层较差，控制储量低，又以限流法方式完井，没有进一步措施的潜力，现井网条件下利用价值不大，这时可分析该井的其它层的动用状况，根据油层平面上的发育情况及注采关系分析剩余潜力，结合油田长远规划对可采取补孔的层进行补孔，从而提高低产井的产量，保证井利用率。

5.完善注采关系，提高水驱控制程度，增强油层供液能力

对于注采不完善造成的低产井，积极完善注采关系，提高水驱控制程度，恢复地层压力，使油层保持旺盛的生产能力，提高其出液强度。

6.合理匹配机泵及工作参数，降低能耗，提高油井运行效益

对于机泵及参数偏大井，在满足热洗需要的情况下，合理匹配机泵及工作参数，降低能耗，提高运行效益。特别是对于日产液量大于10 t、日产油量大于1t、由于参数偏大，严重供液不足而形成的间抽井，通过采取调整工作参数，使之供采协调，改为连续抽油，脱离低效。参数下调50口井，间抽改连续抽85口井。

7.加强井况和泵况分析，采取大修、侧钻与检泵，提高油井的利用率

加强对长期泵况差井和套损关井的分析，通过检泵后产油量能达到1 t以上（包括1 t）井采取检泵措施，大修和侧钻后产量能达到有经济价值，采取大修侧钻措施，提高油井利用率。已实施检泵32口井，大修2口井，侧钻1口井。计划侧钻油井11口，水井2口。

8.开展可调层找堵水技术，实现找堵水一次性完成

常规堵水工艺存在的问题是由于油井多层高含水，堵水选井选层困难，找水、堵水不能同时进行，不能任意控制某个层。堵水没有达到预想效果，需要重新动堵水管柱，造成作业费用的浪费。可调层找堵水技术能在初次封堵高含水层失误的情况下，无需动管柱，在井口直接调整井下封堵层位，最终确定堵水层位，提高堵水效果。

三、结论

1）分析清楚低效井形成原因是治理低效井的先决条件。从地质角度分析，地层条件差，采出程度高，注采不完善，注水状况差是导致油井低产而产生低效的主要原因；从采油工程角度分析，机泵及工作参数偏大导致油井能耗高、井况和泵况差油井不能正常生产而产生低效的主要原因。2）根据低效井形成的不同原因，确定相应的治理对策。3）低效井治理是一项长期工作，随着油田开发不断深入，单井产油量逐渐下降，产油量不到1t的井数会逐年增加，治理难度越来越大，单一学科措施不能满足低效井治理需要，多学科治理是发展趋势。

4） 低效井治理技术需要进一步开发和完善，目前的治理措施不能满足特殊疑难井需要，例如解决油层污染技术，薄差油层改造技术，找堵水技术等有待于进一步开发和完善。

参考文献

[1]姜达贵. 海拉尔油田低产井成因及治理方法研究[D].浙江大学,2012.

[2]石成亮. 葡北油田剩余油分布特征及挖潜方法研究[D].东北石油大学,2010.