黃 琴,張 俊,劉洪洲,于登飛,王潁超

(中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)

L油田為渤海典型的河流相復(fù)雜斷塊油藏,在明化鎮(zhèn)組下段中上部發(fā)育淺水三角洲沉積,明化鎮(zhèn)組下段下部油組以曲流河沉積為主,砂體橫向變化大,儲層非均質(zhì)性較強;縱向上“一砂一藏”,油水關(guān)系復(fù)雜,油藏類型多樣,以邊水油藏、氣頂油藏為主,以定向井與水平井聯(lián)合的不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)。隨著開發(fā)的深入,油田進入中高含水階段,層內(nèi)、層間矛盾突出,儲層污染、出砂等現(xiàn)象嚴(yán)重,導(dǎo)致低產(chǎn)低效井增多[1-3],影響油田開發(fā)效果。為了油田的長期穩(wěn)產(chǎn),開展低產(chǎn)低效井綜合治理迫在眉睫。通過分析低產(chǎn)低效井的原因,客觀評價原井位潛力,有效提出針對性的治理對策,現(xiàn)場應(yīng)用效果較好,也為其他油田低產(chǎn)低效井治理提供借鑒。

1 低產(chǎn)低效井原因分析

1.1 低產(chǎn)低效井分類

海上油田經(jīng)濟極限日產(chǎn)量的確定方法為油田操作費合計除以油田總井?dāng)?shù)乘以當(dāng)年平均油價除以330 d。L油田2022年單井經(jīng)濟極限產(chǎn)能為10 m3/d。因此,根據(jù)效益界限和現(xiàn)場操作,將日產(chǎn)油小于10 m3的油井定為低產(chǎn)低效井。

目前L油田生產(chǎn)井主要分為3類(表1),其中低產(chǎn)低效井包括日產(chǎn)量低于10 m3的井和長關(guān)井。在一個自然年內(nèi),生產(chǎn)油/氣的平均日產(chǎn)量低于該油/氣田經(jīng)濟極限日產(chǎn)量的油/氣井,占比19.1%;長關(guān)井是指連續(xù)關(guān)停時間超過180 d的油/氣井,占比4.3%。

表1 L油田低產(chǎn)低效井統(tǒng)計

1.2 低產(chǎn)低效井原因分析

L油田目前共有油井115口,低產(chǎn)低效井有27口,占總井?dāng)?shù)的23.4%。通過系統(tǒng)分析所有油井生產(chǎn)數(shù)據(jù),低產(chǎn)低效井出現(xiàn)的原因包括以下三個方面。

1)地下原因。L油田為復(fù)雜斷塊油田,單砂體儲量規(guī)模小,儲量豐度低,部分區(qū)塊采用天然能量開發(fā),地層能量虧空嚴(yán)重,油藏壓力低,產(chǎn)液量下降快,導(dǎo)致單井產(chǎn)量低;油田已進入開發(fā)中后期,層間、層內(nèi)、平面矛盾嚴(yán)重,出現(xiàn)邊底水突破水竄,造成油井高含水;油田儲層膠結(jié)疏松,大泵提液時井底周圍儲層高液量沖刷、顆粒運移,導(dǎo)致油井出砂嚴(yán)重關(guān)井。

2)井筒原因。L油田原油黏度中等、含蠟量高,受井底壓力溫度變化影響,造成井筒、油嘴結(jié)蠟堵塞;部分油井采用優(yōu)質(zhì)篩管簡易防砂的完井方式,在中后期高含水開采階段,油井出砂井次比例增加;部分區(qū)塊前期注海水保持地層壓力開發(fā),海水與地層水混合不配伍形成沉淀,導(dǎo)致儲層污染堵塞。

3)地面原因。L油田持續(xù)滾動擴邊開發(fā),新增調(diào)整井動用新發(fā)現(xiàn)儲量。新增油氣水產(chǎn)能導(dǎo)致平臺現(xiàn)有處理能力和外輸能力不能滿足需求,部分油氣井被迫關(guān)?；虻皖l限產(chǎn)。

2 低產(chǎn)低效井潛力評價

2.1 潛力評價方法

以滲流力學(xué)和物質(zhì)平衡方程為理論基礎(chǔ),建立累計產(chǎn)油量與水油比關(guān)系,確定單井極限可采儲量,為單井剩余油挖潛及下一步的調(diào)整措施提供依據(jù)[4-6]。

累計產(chǎn)油量與水油比相關(guān)的表達式為:

(1)

(2)

(3)

2.2 計算結(jié)果

L油田位于渤海南部海域,主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段。儲層物性好,平均孔隙度32.0%,平均滲透率1 087.1×10-3μm2,具有特高孔、特高滲的特征;儲層巖性主要為中-細粒長石巖屑砂巖(圖1);地層原油黏度為1.32 mPa·s,屬于中輕質(zhì)原油。

圖1 L油田綜合柱狀圖

A18H井是L油田1-1425砂體的一口低產(chǎn)低效井,目前因出砂處于關(guān)井狀態(tài)(圖2)。關(guān)井前日產(chǎn)油50 m3,含水81%。截至2021年底,A18H井累計產(chǎn)油量21.64×104m3。根據(jù)累計產(chǎn)油量與水油比關(guān)系曲線計算得到直線斜率m為4.64(圖3),相滲曲線計算得到系數(shù)b為21.72(圖4),A18H井的極限可采儲量為28.22×104m3,剩余可采儲量為6.58×104m3。應(yīng)用潛力評價方法對L油田其余低產(chǎn)低效井原井位潛力進行分析,結(jié)果見表2,單井剩余可采儲量分布在1.83×104～6.89×104m3。

圖2 L油田 1-1425砂體井位分布

圖3 A18H井水油比與累計產(chǎn)油量的關(guān)系曲線

圖4 油水相對滲透率比值與含水飽和度關(guān)系曲線

表2 L油田8口低產(chǎn)低效井潛力評價統(tǒng)計

3 低產(chǎn)低效井治理對策及效果分析

3.1 治理對策

L油田低產(chǎn)低效井主要表現(xiàn)為高含水低產(chǎn)井、低液量生產(chǎn)井、出砂關(guān)停井、儲層污染堵塞低效井、地面因素導(dǎo)致關(guān)?；虻皖l生產(chǎn)的井。針對低產(chǎn)低效井類型,提出“一井一策”的治理方案[7-9]。

1)高含水低產(chǎn)井。以表2中C7H井、C17H井為例,油井含水高,采出程度高,剩余可采儲量規(guī)模低于3×104m3,原井位潛力較小。此類井的治理對策是換大泵提液生產(chǎn),達到極限可采儲量時,側(cè)鉆動用其他砂體的優(yōu)質(zhì)儲量。

2)油藏壓力小,低液量生產(chǎn)井。此類井動用的砂體儲量規(guī)模較小,難以轉(zhuǎn)變開發(fā)方式。治理對策是縱向補孔其他油層,進行層間接替生產(chǎn)。

3)出砂關(guān)停井。表2中A18H井、A19井、D20H井均為出砂關(guān)停井,潛力分析認為原井位剩余可采儲量規(guī)模較大(大于5.0×104m3)。針對此類井,主要采取人工井壁防砂的新型工藝措施進行治理。

4)儲層污染堵塞井。A36H井儲層污染堵塞后,流壓、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量等持續(xù)下降,通過試井解釋及潛力評價,原井位仍有挖潛空間。針對此類井,主要采取螯合解堵工藝,解除近井地帶的污染,改善原油在地層中的流動性,恢復(fù)油井產(chǎn)能。

5)地面因素導(dǎo)致關(guān)?；虻皖l生產(chǎn)的井。針對此類井,主要采取平臺改造、增加壓縮機等,提高處理及外輸能力,釋放油井產(chǎn)能。

3.2 效果分析

L油田通過換大泵、側(cè)鉆、螯合解堵、人工井壁防砂、常規(guī)酸化、更換管柱等措施,對50口低產(chǎn)低效井實施了綜合治理,其中有30口低產(chǎn)低效井產(chǎn)能恢復(fù)至10 m3/d以上(圖5),油井利用率提高了2.0%,單井日增油20 m3/d,累計增油量約8.0×104m3。

圖5 3口井實施綜合治理效果

4 結(jié)論

1)根據(jù)海上油田經(jīng)濟極限日產(chǎn)量的確定方法,將L油田單井日產(chǎn)量低于10 m3的井和關(guān)停井定義為低產(chǎn)低效井。

2)通過地下、井筒、地面等方面分析,造成L油田油井低產(chǎn)低效的原因主要為儲層非均質(zhì)性強、油藏壓力低、儲層污染、井筒結(jié)蠟、出砂、平臺處理能力不足等,導(dǎo)致單井產(chǎn)量低。

3)應(yīng)用累計產(chǎn)油量與水油比關(guān)系曲線估算單井極限可采儲量,可以有效評價單井剩余油潛力,為單井剩余油挖潛及下一步的調(diào)整措施提供依據(jù)。

4)通過對低產(chǎn)低效井實施螯合解堵、人工井壁防砂、換大泵等等治理技術(shù),有效恢復(fù)油井產(chǎn)能,取得較好的應(yīng)用效果,累計增油量約8.0×104m3。