海上河流相稠油油田低产低效井综合治理措施分析 ——以N 油田09 砂体为例

谢 岳，张俊廷，甘立琴，韩雪芳，王公昌

（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）

随着油田开发，低产低效井井数占比逐年增加，尤其对于海上河流相稠油油田，由于受原油黏度大、储层非均质性强、油水系统复杂等因素影响，低产低效井治理直接决定着油田的经济效益。N 油田位于渤海中部海域，主要含油层位为明化镇组和馆陶组，属河流相沉积，流体性质具有黏度高、密度大、含硫量低、含蜡量中等、凝固点低等特点，属重质稠油。2019 年初油田采油速度仅为0.4%，共有低产低效井15 口，占总井数的17%，因此，急需对低产低效井进行成因分析，并制定合理的治理对策，以改善油田开发效果。

目前国内外对低产低效井的综合治理研究以陆上老油田居多，治理方法多为压裂、转注、调剖等措施[1–4]。海上油田受井距井型、钻完井工艺、桶油成本等影响，不能完全参考陆上油田低产低效井的治理方法[5]。本文以渤海N 油田09 砂体为例，通过分析低产低效井形成原因，对每一种类型低产低效井提出相应的治理措施，并实施完成，取得了较好的开发效果，在一定程度上确保了油田可持续发展。

1 低产低效井成因

N 油田09 砂体为明化镇组河流相储层，含油面积0.85 km2，探明石油地质储量124.3×104m3，共实施三口采油井，利用天然能量进行开发。其中，A7H井和A32H 井为水平采油井，A29 井为定向采油井。结合油田生产背景，低产低效井日产油下限定为5.0 m3，2019 年初三口油井日产油量分别为4.0，3.0，0 m3，均处于低产低效状态，急需治理。通过综合分析，将三口井低产低效的成因分别划分为储层物性差、采出程度高和工艺出砂[6–7]三种类型。

储层物性差导致的低产低效井常见于水平井，其水平段多位于河流相储层正韵律顶部，物性较差，投产后流压下降快、产液量低。A7H 井位于构造高部位，水平段距离正韵律储层顶部约1 m，实钻油层75 m，差油层86 m；油层平均电阻率17 Ω·m，平均自然伽马76 API，泥质含量20%；录井显示岩性以粉砂岩为主，整体物性较差。该井投产后产油20.0 m3/d，一个月后降至9.0 m3/d，投产以来，累计产油量仅1.5×104m3。

采出程度高的低产低效井指采油井井控范围内采出程度高，少或无剩余油分布，油井表现为高含水低油量特征。A32H 井位于砂体中部，实钻水平段长度208 m，油层钻遇率100%，投产初期日产油35.0 m3，含水4%，2019 年初日产油3.0 m3，含水98%，累计产油6.2×104m3，井区采出程度23%。

工艺出砂导致的低产低效井指采油井受储层、完井方式等工艺影响，出砂致使其低效或者关停。N油田09 砂体埋藏浅，地层疏松，胶结作用弱，再加上A29 井为裸眼完井，该井投产初期日产油40.0 m3，三个月后受出砂影响关停，累计产油量仅0.3×104m3，井区剩余油仍较富集。

2 低产低效井综合治理措施

N 油田09 砂体仅A7H 井、A32H 井、A29 井三口采油井，均已呈低产低效状态，采出程度仅5%。为了进一步降本增效、挖掘潜力，针对该砂体进行了低产低效井的综合治理措施研究，主要包括剩余油分布、井型、油柱高度、水平段长度等研究。

2.1 剩余油分布

剩余油指油田、井组及井控区域内未开发储量，其分布规律决定了油田后期的调整方案。剩余油预测方法主要有水驱特征曲线法、物质平衡法、数值模拟法等[8–9]，目前在生产油田常用基于历史拟合的数值模拟法预测剩余油饱和度及其分布。

基于09 砂体储层精细刻画，结合动静态资料，在历史拟合的基础上，对该砂体进行了数值模拟，开展了剩余油分布预测。结果表明，砂体整体采出程度较低，剩余油富集，仅A32H 井区采出程度相对较高，剩余油饱和度较低（图1）。

图1 数值模拟预测09 砂体剩余油分布

2.2 井型优化

不同井网井型直接决定油田开采速度和最终采收率，09 砂体为边底水油藏，水体倍数为3，适合注水开采。已钻井及过路井揭示该砂体储层发育，平均厚度为16 m，依据油田生产经验，可采用水平井或定向井开发。为了更好比较二者挖潜效果，采用数值模拟方法分别模拟水平井和定向井的开发效果进行对比。其中，定向井单井累计产油量为2.7×104m3，水平井单井累计产油量为4.6×104m3，水平井开发效果明显优于定向井（图2）。

图2 水平井与定向井单井开发效果对比

2.3 油柱高度

油柱高度指油气藏顶到油气水界面的垂直距离，水平井开发过程中，油柱高度决定了泄油面积和含水上升速度。采用09 砂体储层厚度、水体倍数等参数，针对不同油柱高度水平井累计产油量进行数值模拟，得到水平井累计产油量与油柱高度的相关性曲线。考虑经济效益要求，调整井累计产油量应大于4.0×104m3，即布井位置应该距离油水界面8 m以上（图3）。

图3 不同油柱高度与累计产油量关系

2.4 水平段长度

水平段长度影响着单井产量、累计产油量、钻井成本、泄油面积等，确定水平段合理长度是提高经济效益的重要方法之一。结合09 砂体模型，在相同油水界面基础上，开展不同水平段长度与累计产油量的关系研究，结果显示水平段长度为150～200 m时，开发效果较好（图4）。

2.5 综合治理措施

图4 不同水平段长度开发效果对比

基于N 油田09 砂体剩余油分布、井型、油柱高度及水平段长度等研究成果，结合三口井低产低效的成因，提出综合治理措施。①建议实施水平采油井A7H1 井，即侧钻A7H 井至原井位之下距离正韵律顶部约3 m 处，水平段长度180 m，预测A7H1 井水平段电阻率为35 Ω·m；②鉴于A29 井区剩余油富集，冲砂大修效果有限[10–12]，建议在A29 井附近的构造高部位实施水平采油井A29H 井，油柱高度14 m，水平段长度200 m；③由于A32H 井区采出程度基本达到标定采收率，且09 砂体水体倍数小，为补充地层能量，建议将A32H 井转为注水井，与实施的水平采油井A7H1 井、A29H 井形成一注两采的开发井网（图5）。数值模拟方法预测结果显示，实施后水平采油井A7H1 井和A29H 井累计产油量分别可达到5.0×104m3和4.2×104m3，治理效果显著。

图5 综合治理措施的井位展布

3 治理效果分析

N 油田09 砂体三口低产低效井于2019 年均已治理完毕，A7H1 井实钻水平段长度200 m，油层钻遇率100%，水平段距储层顶3 m，电阻率25～40 Ω·m，自然伽马为50 API，泥质含量6%，录井岩性以细砂岩为主，整体物性较好。A29H 井实钻水平段长度185 m，油层钻遇率100%，电阻率28～45 Ω·m，自然伽马为50 API，泥质含量5%。A32H 井转注水井，注入量300.0 m3/d。A7H1 井和A29H 井初期产能分别为43.0，49.0 m3/d，含水分别为10%和1%，均达到了钻前配产。

根据09 砂体低产低效井治理的研究成果，截至2019 年底，N 油田共完成8 口低产低效井的综合治理，累计增加产能400.0 m3/d，提高采收率约0.2%，取得了较好的开发效果，在一定程度上确保了油田的可持续发展。

4 结论

（1）低产低效井在油田开发中后期井数占比逐渐增加，尤其是海上河流相稠油油田，对低产低效井的治理是油田降本增效、可持续发展的有效途径之一。

（2）N 油田09 砂体的采油井低产低效的成因可进一步细分为储层物性差、采出程度高和工艺出砂三种类型。

（3）针对不同成因类型的低产低效井，在剩余油分布、井网井型、油柱高度、水平段长度等研究的基础上，提出相应的综合治理措施，并在N 油田实施后取得了较好的开发效果。