低产低效井综合治理技术方法

工程技术

197低产低效井综合治理技术方法

【摘要】随着油田注水开发时间的延续，逐年出现了一些低产低效

井。为保证最大限度地发挥油层潜力，我们首先根据这部分井的采出程度、

目前生产状况对其进行分类研究，对其成因进行分析，并提出了有针对性地

压裂、堵水、注采系统调整等综合治理方案。对于减缓油田产量递减，改善

开发效果具有重要的意义。

【关键词】低产低效;综合治理;方法

升平油田是外围低渗透油田，由于油田本身渗透率低的特点及构造

发育的复杂性，油田注水开发过程中出现了一些低产低效井。这些低效

井的存在将直接影响今后油田开发的整体效益。在目前的开采技术条

件下，这部分井能否最大限度地发挥油层潜力，在综合治理过程中能否

创造较好的经济效益，这是我们下面需要探索解决的问题。

1、低产低效井分类

累积产油量的多少、采出程度的高低可以衡量出油井的总体经济

效益，是我们挖潜剩余油的主要依据，因此我们将低产低效井分为以下

四种类型

Ⅰ类：采出程度高型，指采出地质储量在30.0%以上的井。Ⅱ类：高

产液、高含水型，指产液量在3.0t/d以上，含水大于80.0%以上的井。Ⅲ

类：低产液、高含水型，指产液量小于3.0t/d，产油量小于1.0t/d的井。

Ⅳ类：低产液、低含水型，指产液量、含水均较低，产油量小于1.0t/d的

井。

2、低产低效井的成因

通过系统分析低产低效井的地层条件及连通状况等因素影响，我

们认为低产低效井成因主要有以下四种：一是剩余可采储量少；二是层

间非均质性影响；三是平面非均质性影响；四是地层供液能力差。

2.1剩余可采储量少

在现有井网和开采技术条件下，由于注水波及体积的局限性，随着

开发时间的延长，水驱控制可采储量的采出程度已经达到相当高的水

平，自身挖潜余地已经很少。如升52-40井，共射开葡萄花油层的PI5-

PI9层7个小层，砂岩厚度7.6m，有效厚度5.0m,连通2口注水井，水驱控

制程度达100.0%。经过15年的注水开发，采出程度32.6%。从产液剖面

看各层含水均已达到80.0%以上。但从区块开发角度来讲，油井间存在

压力平衡作用，存在死油区。以反九点法为例：假设地层各向均质，受

水驱动力及渗流阻力等作用，在油井间存在压力平衡区域,也是剩余油

饱和度较高的区域，这时如果中心井水淹，可考虑将油井改为水井的办

法，增加注水井点，增加水驱方向，从而提高水驱控制程度，达到提高油

田最终采收率的目的。

2.2层间非均质性影响

物性好的油层水淹，造成层间动用差异，动用差的油层含油饱和

度高。这部分井我们通过调整注水井配注方案、细分、调剖和采油井堵

水、压裂等增产增注措施来加强差油层的动用。

2.3平面非均质性影响

由于油层在平面上的非均质性或注采关系不完善造成平面矛盾

较大，而注入水沿着阻力小的高渗透带突进，导致有的井点含水很高，

而有的井点含水较低。如升38-24井组中的PI6-8层在升40-24方向上

物性条件较好，而在升40-22、40-26、38-26方向上物性较差，渗透率

级差2.31，导致升40-24井PI6-8层水淹，产液量占全井的70.0%,含水

100.0%。对这部分井，如何改变液流方向是关键。一是考虑水淹井堵水

或关井，迫使注入水向受效差方向推进；二是对受效差方向上的油井压

裂引效。或者两者并用，即在水淹方向上进行堵水或关井的同时，在受

效差方向上进行压裂；三是对严重水淹部位的油井进行转注。

2.4地层供液能力差

这部分井的根本治理措施是加强区块注水，提高地层压力。一是

对注采关系不完善的区块进行注采系统调整；二是对地层条件差的注

水井进行压裂等措施改造，以改善吸水状况，或进行增压注水；三是对

长期关井的问题井及采取整改措施，及时开井，最大限度的挖潜剩余潜

力。

3、低效井综合治理效果分析

3.1高含水井压裂

对于个别层或层内高渗透部位水淹严重的影响，导致部分井高含

水，而其它层或层内的低渗透部位含油饱和度高。为充分发挥这部分井

层的潜力，我们开展了高含水井层的压裂试验，即在压裂选层时避开高

含水层。

该试验关键在于找准出水层位。在找准出水层位后，通过水井水量

调整或细分来加强差油层的注水，做好压前培养工作，在时机成熟后实

施压裂。采取高含水压裂3口井，压后日增油1.8t，含水下降29个百分点，

已累积增油4316t。可见不失时机的进行压裂，改善油层动用状况，增加

出油厚度，使各个油层生产能力得到充分发挥，焕发油层活力。

3.2薄差层压裂

这项试验主要针对那些由于层间矛盾较大主力油层已经水淹严

重，而非主力油层为得到动用，而存在剩余油的产量很低甚至不出油的

井。针对这类井实施多裂缝压裂及单卡单压，并适当增大加砂量来延长

裂缝长度。采取薄差层压裂3口井，这3口井主要位于砂体变差部位，采

出程度较低，含水较低，我们对其采取压裂措施，压裂前对压裂目的层

连通的水井相应层段上调配注，做好压前培养。由于夹层小，防止压窜

隔层，在施工时控制排量为2.0m3/min，压后日增油1.2t，已累积增油

2310t。可见，压裂对于这类地产低效井仍是一项较好的提液手段。

3.3注采系统调整

由于部分井开采时间较长，采出程度高，措施余地已很小，但由于

地层非均质性影响，这类井周围不同程度的存在剩余油区，或者由于注

采关系不完善而导致区块供液能力差。为了进一步提高水驱采收率，我

们优选了升60-18断块进行了注采系统调整。

3.4油井堵水

为了解决层间及平面矛盾对区块开发效果的影响，我们对10口高含

水井采取堵水措施，以改变液流方向、加强受效差方向上的储量动用。

堵水后平均单井日增油1.5t；含水下降了21个百分点，控制了高含水的主

产液层，充分发挥接替层的潜力，见到了明显的增油效果。

3.5油井压堵

这项工作是对高含水井压裂与堵水技术的结合，从而改变低产低

效井的现状，增加储量动用程度。低产低效井压堵实验1口，压开砂岩厚

度1.4m，有效厚度1.0m，堵掉砂岩厚度3.3m，有效厚度3.3m。措施后日

产油由0.0t上升到0.5t，含水由100.0%下降到94.0%，已累积增油339t。

3.6油井补孔

由于长时间的开采,已射开油层见水甚至高含水,为了接替油井产

能,提高最终采收率,射开其它层系或分析认为含水相对较低的层，以改

变液流方向，减少层间矛盾，提高最终采收率和采油速度。采取补孔措

施3口井，已累积增油2236t，平均单井增油745t。

4、结论及认识

4.1低产低效井的成因主要有四种：一是剩余可采储量少；二是层

间非均质性影响；三是平面非均质性影响；四是地层供液能力差。4.2开

展高含水井压裂及薄差层压裂，为措施井选井选层拓宽了思路。4.3针对

不同类型的低产低效井实施不同的综合治理措施，可以使其脱离低产

低效井范围，创造较好的经济效益。

梁丽

大庆油田第八采油厂

参考文献

[1]郭万奎,隋新光等.《发展水驱综合调整技术提高油田开发整体

效益》.2000年.

[2]王德.油田开发中几个问题的探讨.1999年.

作者简介

梁丽，女，1975年4月出生，第八采油厂第二油矿206队，资料

员，采油技师。