渤海L油田低產低效井潛力評價及治理對策

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雜斷塊油藏,在明化鎮組下段中上部發育淺水三角洲沉積,明化鎮組下段下部油組以曲流河沉積為主,砂體橫向變化大,儲層非均質性較強;縱向上“一砂一藏”,油水關系復雜,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合的不規則井網開發。隨著開發的深入,油田進入中高含水階段,層內、層間矛盾突出,儲層污染、出砂等現象嚴重,導致低產低效井增多[1-3],影響油田開發效果。為了油田的長期穩產,開展低產低效井綜合治理迫在眉睫。通過分析低產低效井的原因,客觀評價原井位潛力,有效提出針對性的治理對策,現場應用效果較好,也為其他油田低產低效井治理提供借鑒。

1 低產低效井原因分析

1.1 低產低效井分類

海上油田經濟極限日產量的確定方法為油田操作費合計除以油田總井數乘以當年平均油價除以330 d。L油田2022年單井經濟極限產能為10 m3/d。因此,根據效益界限和現場操作,將日產油小于10 m3的油井定為低產低效井。

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

表1 L油田低產低效井統計

1.2 低產低效井原因分析

L油田目前共有油井115口,低產低效井有27口,占總井數的23.4%。通過系統分析所有油井生產數據,低產低效井出現的原因包括以下三個方面。

1)地下原因。L油田為復雜斷塊油田,單砂體儲量規模小,儲量豐度低,部分區塊采用天然能量開發,地層能量虧空嚴重,油藏壓力低,產液量下降快,導致單井產量低;油田已進入開發中后期,層間、層內、平面矛盾嚴重,出現邊底水突破水竄,造成油井高含水;油田儲層膠結疏松,大泵提液時井底周圍儲層高液量沖刷、顆粒運移,導致油井出砂嚴重關井。

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、油嘴結蠟堵塞;部分油井采用優質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;部分區塊前期注海水保持地層壓力開發,海水與地層水混合不配伍形成沉淀,導致儲層污染堵塞。

3)地面原因。L油田持續滾動擴邊開發,新增調整井動用新發現儲量。新增油氣水產能導致平臺現有處理能力和外輸能力不能滿足需求,部分油氣井被迫關停或低頻限產。

2 低產低效井潛力評價

2.1 潛力評價方法

以滲流力學和物質平衡方程為理論基礎,建立累計產油量與水油比關系,確定單井極限可采儲量,為單井剩余油挖潛及下一步的調整措施提供依據[4-6]。

累計產油量與水油比相關的表達式為:

(1)

(2)

(3)

2.2 計算結果

L油田位于渤海南部海域,主要含油層系發育于新近系明化鎮組下段。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砂體的一口低產低效井,目前因出砂處于關井狀態(圖2)。關井前日產油50 m3,含水81%。截至2021年底,A18H井累計產油量21.64×104m3。根據累計產油量與水油比關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。應用潛力評價方法對L油田其余低產低效井原井位潛力進行分析,結果見表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井水油比與累計產油量的關系曲線

圖4 油水相對滲透率比值與含水飽和度關系曲線

表2 L油田8口低產低效井潛力評價統計

3 低產低效井治理對策及效果分析

3.1 治理對策

L油田低產低效井主要表現為高含水低產井、低液量生產井、出砂關停井、儲層污染堵塞低效井、地面因素導致關停或低頻生產的井。針對低產低效井類型,提出“一井一策”的治理方案[7-9]。

1)高含水低產井。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,達到極限可采儲量時,側鉆動用其他砂體的優質儲量。

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

3)出砂關停井。表2中A18H井、A19井、D20H井均為出砂關停井,潛力分析認為原井位剩余可采儲量規模較大(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、產液量、產油量等持續下降,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,恢復油井產能。

5)地面因素導致關停或低頻生產的井。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,釋放油井產能。

3.2 效果分析

L油田通過換大泵、側鉆、螯合解堵、人工井壁防砂、常規酸化、更換管柱等措施,對50口低產低效井實施了綜合治理,其中有30口低產低效井產能恢復至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 結論

1)根據海上油田經濟極限日產量的確定方法,將L油田單井日產量低于10 m3的井和關停井定義為低產低效井。

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

3)應用累計產油量與水油比關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整措施提供依據。

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