海上河流相稠油油田低產低效井綜合治理措施分析
——以N 油田09 砂體為例

謝 岳，張俊廷，甘立琴，韓雪芳，王公昌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

隨著油田開發，低產低效井井數占比逐年增加，尤其對于海上河流相稠油油田，由于受原油黏度大、儲層非均質性強、油水系統復雜等因素影響，低產低效井治理直接決定著油田的經濟效益。N 油田位于渤海中部海域，主要含油層位為明化鎮組和館陶組，屬河流相沉積，流體性質具有黏度高、密度大、含硫量低、含蠟量中等、凝固點低等特點，屬重質稠油。2019 年初油田采油速度僅為0.4%，共有低產低效井15 口，占總井數的17%，因此，急需對低產低效井進行成因分析，并制定合理的治理對策，以改善油田開發效果。

目前國內外對低產低效井的綜合治理研究以陸上老油田居多，治理方法多為壓裂、轉注、調剖等措施[1–4]。海上油田受井距井型、鉆完井工藝、桶油成本等影響，不能完全參考陸上油田低產低效井的治理方法[5]。本文以渤海N 油田09 砂體為例，通過分析低產低效井形成原因，對每一種類型低產低效井提出相應的治理措施，并實施完成，取得了較好的開發效果，在一定程度上確保了油田可持續發展。

1 低產低效井成因

N 油田09 砂體為明化鎮組河流相儲層，含油面積0.85 km2，探明石油地質儲量124.3×104m3，共實施三口采油井，利用天然能量進行開發。其中，A7H井和A32H 井為水平采油井，A29 井為定向采油井。結合油田生產背景，低產低效井日產油下限定為5.0 m3，2019 年初三口油井日產油量分別為4.0，3.0，0 m3，均處于低產低效狀態，急需治理。通過綜合分析，將三口井低產低效的成因分別劃分為儲層物性差、采出程度高和工藝出砂[6–7]三種類型。

儲層物性差導致的低產低效井常見于水平井，其水平段多位于河流相儲層正韻律頂部，物性較差，投產后流壓下降快、產液量低。A7H 井位于構造高部位，水平段距離正韻律儲層頂部約1 m，實鉆油層75 m，差油層86 m；油層平均電阻率17 Ω·m，平均自然伽馬76 API，泥質含量20%；錄井顯示巖性以粉砂巖為主，整體物性較差。該井投產后產油20.0 m3/d，一個月后降至9.0 m3/d，投產以來，累計產油量僅1.5×104m3。

采出程度高的低產低效井指采油井井控范圍內采出程度高，少或無剩余油分布，油井表現為高含水低油量特征。A32H 井位于砂體中部，實鉆水平段長度208 m，油層鉆遇率100%，投產初期日產油35.0 m3，含水4%，2019 年初日產油3.0 m3，含水98%，累計產油6.2×104m3，井區采出程度23%。

工藝出砂導致的低產低效井指采油井受儲層、完井方式等工藝影響，出砂致使其低效或者關停。N油田09 砂體埋藏淺，地層疏松，膠結作用弱，再加上A29 井為裸眼完井，該井投產初期日產油40.0 m3，三個月后受出砂影響關停，累計產油量僅0.3×104m3，井區剩余油仍較富集。

2 低產低效井綜合治理措施

N 油田09 砂體僅A7H 井、A32H 井、A29 井三口采油井，均已呈低產低效狀態，采出程度僅5%。為了進一步降本增效、挖掘潛力，針對該砂體進行了低產低效井的綜合治理措施研究，主要包括剩余油分布、井型、油柱高度、水平段長度等研究。

2.1 剩余油分布

剩余油指油田、井組及井控區域內未開發儲量，其分布規律決定了油田后期的調整方案。剩余油預測方法主要有水驅特征曲線法、物質平衡法、數值模擬法等[8–9]，目前在生產油田常用基于歷史擬合的數值模擬法預測剩余油飽和度及其分布。

基于09 砂體儲層精細刻畫，結合動靜態資料，在歷史擬合的基礎上，對該砂體進行了數值模擬，開展了剩余油分布預測。結果表明，砂體整體采出程度較低，剩余油富集，僅A32H 井區采出程度相對較高，剩余油飽和度較低（圖1）。

圖1 數值模擬預測09 砂體剩余油分布

2.2 井型優化

不同井網井型直接決定油田開采速度和最終采收率，09 砂體為邊底水油藏，水體倍數為3，適合注水開采。已鉆井及過路井揭示該砂體儲層發育，平均厚度為16 m，依據油田生產經驗，可采用水平井或定向井開發。為了更好比較二者挖潛效果，采用數值模擬方法分別模擬水平井和定向井的開發效果進行對比。其中，定向井單井累計產油量為2.7×104m3，水平井單井累計產油量為4.6×104m3，水平井開發效果明顯優于定向井（圖2）。

圖2 水平井與定向井單井開發效果對比

2.3 油柱高度

油柱高度指油氣藏頂到油氣水界面的垂直距離，水平井開發過程中，油柱高度決定了泄油面積和含水上升速度。采用09 砂體儲層厚度、水體倍數等參數，針對不同油柱高度水平井累計產油量進行數值模擬，得到水平井累計產油量與油柱高度的相關性曲線。考慮經濟效益要求，調整井累計產油量應大于4.0×104m3，即布井位置應該距離油水界面8 m以上（圖3）。

圖3 不同油柱高度與累計產油量關系

2.4 水平段長度

水平段長度影響著單井產量、累計產油量、鉆井成本、泄油面積等，確定水平段合理長度是提高經濟效益的重要方法之一。結合09 砂體模型，在相同油水界面基礎上，開展不同水平段長度與累計產油量的關系研究，結果顯示水平段長度為150～200 m時，開發效果較好（圖4）。

2.5 綜合治理措施

圖4 不同水平段長度開發效果對比

基于N 油田09 砂體剩余油分布、井型、油柱高度及水平段長度等研究成果，結合三口井低產低效的成因，提出綜合治理措施。①建議實施水平采油井A7H1 井，即側鉆A7H 井至原井位之下距離正韻律頂部約3 m 處，水平段長度180 m，預測A7H1 井水平段電阻率為35 Ω·m；②鑒于A29 井區剩余油富集，沖砂大修效果有限[10–12]，建議在A29 井附近的構造高部位實施水平采油井A29H 井，油柱高度14 m，水平段長度200 m；③由于A32H 井區采出程度基本達到標定采收率，且09 砂體水體倍數小，為補充地層能量，建議將A32H 井轉為注水井，與實施的水平采油井A7H1 井、A29H 井形成一注兩采的開發井網（圖5）。數值模擬方法預測結果顯示，實施后水平采油井A7H1 井和A29H 井累計產油量分別可達到5.0×104m3和4.2×104m3，治理效果顯著。

圖5 綜合治理措施的井位展布

3 治理效果分析

N 油田09 砂體三口低產低效井于2019 年均已治理完畢，A7H1 井實鉆水平段長度200 m，油層鉆遇率100%，水平段距儲層頂3 m，電阻率25～40 Ω·m，自然伽馬為50 API，泥質含量6%，錄井巖性以細砂巖為主，整體物性較好。A29H 井實鉆水平段長度185 m，油層鉆遇率100%，電阻率28～45 Ω·m，自然伽馬為50 API，泥質含量5%。A32H 井轉注水井，注入量300.0 m3/d。A7H1 井和A29H 井初期產能分別為43.0，49.0 m3/d，含水分別為10%和1%，均達到了鉆前配產。

根據09 砂體低產低效井治理的研究成果，截至2019 年底，N 油田共完成8 口低產低效井的綜合治理，累計增加產能400.0 m3/d，提高采收率約0.2%，取得了較好的開發效果，在一定程度上確保了油田的可持續發展。

4 結論

（1）低產低效井在油田開發中后期井數占比逐漸增加，尤其是海上河流相稠油油田，對低產低效井的治理是油田降本增效、可持續發展的有效途徑之一。

（2）N 油田09 砂體的采油井低產低效的成因可進一步細分為儲層物性差、采出程度高和工藝出砂三種類型。

（3）針對不同成因類型的低產低效井，在剩余油分布、井網井型、油柱高度、水平段長度等研究的基礎上，提出相應的綜合治理措施，并在N 油田實施后取得了較好的開發效果。