八面河油田油水井大修潜力与效果研究

曹 磊

（中国石化股份胜利油田分公司清河采油厂，山东 寿光262714）

2013年八面河油田带病生产的井有400口，占油田总井数的31.1%，共降低油200t／d，注水3 000m3／d左右；低产井有355口，占油田总井数的27.6%，日产油199t，占油田总产量的11.1%。这种大比例“出工不出力”的不良井和低产井严重制约了八面河油田的稳产，增加了稳产的难度。要实现八面河油田的稳产，就有必要对八面河油田有大修潜力的油水井进行大修综合治理。

1 油水井大修潜力分析

随着注水开发时间的增长，以及低产储层的逐步动用，八面河油田的低产低效井数量逐年增加。同时，受固井质量、作业频次及注水压力等因素的影响，套损井也进一步增多。

1.1 低产低效井

根据油井液量和含水的不同，将低产低效井分为3类。

1.1.1 老区低液的低产井

老区低液的低产井，液量＜10m3，共计126口，主要分布于南区、北区和广北区沙四段1、5、6砂组。根据各区块、各层系不同的地质条件、井网完善程度、储量采出程度及油井本身的井况特点，对老区低液低产井的原因与潜力进行了分析。

1）原因:①储层物性差；②注采井网不完善，长期有采无注；③作业污染致油井液量、产量下降；④油井防砂工具损坏，油井出砂。

2）大修潜力:在老区注采井网完善（或有边水补充）、采出程度低的单元，对比同一单元的邻井，部分井油层物性、注采对应关系、地层压力几乎相当，而仍长期低液低产。该类井可考虑在大修拔绕后通过储层改造来恢复生产能力。

1.1.2 老区需调层的低产井

老区需调层的低产井，液量≥50m3，含水≥98%，共计24口，主要分布于面4区、北区的沙3上及广北区的沙4段。老区需调层的低产井原因与潜力分析如下:

1）原因:①油井靠近边水，边水推进，水淹严重；②油井所在层系、区域厚度大、物性好，采出程度高，累计注水量高，水淹严重。

2）大修潜力:在老区含水高、采出程度高的井区，部分低产高液井，常规储层改造增水多、增油少、含水上升快，效益较差。该类井可考虑在大修拔绕后通过调层来恢复生产能力。

1.1.3 稠油区低液低产井

稠油区低液低产井，液量＜5m3，共计96口，主要分布于面120和面138区域。稠油区低液低产油井原因与潜力分析如下:

1）原因:①油稠、储层物性差；②注采井网不完善，地层能量不足，长期有采无注；③作业污染致油井液量、产量下降；④油井防砂工具损坏，油井出砂。

2）大修潜力:稠油区油层属疏松砂岩油藏，油层出砂严重，加之油稠携砂能力强，地层能量不足，后续供液差，不能稳产。因此，对稠油区低产井在大修拔绕高充后采用热采措施，可取得较好效果。

1.2 不良井

根据油水井套管损坏程度的不同，将不良井分为2类。

1）具备地质潜力的下面4类井可考虑大修挂小套:①套管长井段或多点破漏，但未产生变形、错断；②套管轻微变形，经过磨铣修复能达到Φ110mm以上通径；③投产年限久，套管壁严重腐蚀变薄，但还未穿孔，现在需要承压注水；④射孔层位多，层间矛盾复杂，需要进行层间调整。

2）具备地质潜力的下面3类井可考虑大修套管补贴:①因腐蚀而出现穿孔的套损井；②套管出现裂缝、套管丝扣脱扣的套损井；③需要封堵原射孔井段的井。

2 油水井大修效果研究

根据油井低产的具体原因，结合其储层特点，将油水井细分为4种情况进行大修治理。

2.1 大修拔绕储层改造 － 老区低液的低产井

部分油井由于储层物性较差，或作业中储层受到污染等原因，生产时低产低液，开采效果差。这类低产井的治理主要通过大修拔绕后改造储层来提高单井产能。八面河油田常用的储层改造技术为高压充填、压裂、酸化等。如M 14－4－9。

M14－4－9于1994年4月投产S3上3441＋251，累计采油2.44×104t。由于该井生产层位夹层多，2003年5月对该井进行高压充填，稳产3年，以后就一直低产低液。2013年1月大修拔绕高充前，该井日产油0.7t，日产液13..6m3。该井对应水井 M14－4－X10注水正常、能量较充足，储层物性好，邻井采出少，且生产层位厚度较大，分析认为满足储层改造条件，于1月份对其进行了大修拔绕高压充填。M14－4－9井日产油由原来的0.7t上升至高充后的3.7t。

2013年老区实施大修拔绕储层改造的井共有16口。其中14口有效，有效率87.5%，日产油34.8t，年累计增油7 075.4t，取得较好效果（见表1）。

2.2 大修拔绕开发调整 － 老区需调层的低产井

由于储层靠近边水、生产层位采出程度较高、储层物性差以及工艺水平的限制等原因，部分老区低产井调整改造难度大。这类油井大修拔绕后一般通过调层补孔来提高单井产能，改善开发效果。如 M14－10－X233。

M14－10－X233于2008年4月投产S3中21，累计采油1 879t。2008年8月采用压裂绕防热采后，稳产1个月，然后就一直低产低液。2013年4月调层前，该井日产油0.2t，日产液4.5t，再加S3中油层低液高含水＋套变，证明本层没有改造潜力。根据油井动态分析，该井S3上3451未生产，附近没有油井控制，而且有2口对应层位的水井 M14－10－21和 M14－7－X201注水正常，能量充足，所以对M14－10－X233实施大修。拔出部分防砂管柱后，打塞封堵沙三中，补孔S3上3451。日产油由调层前的0.2t上升至目前的6.2t。

2013年老区实施大修拔绕开发调整的井共有11口。其中10口有效，有效率90.9%，日产油23.5t，年累计增油5 000.5t，收到较好效果（见表2）。

表2 2013年大修拔绕开发调整井生产情况

2.3 大修拔绕改造热采 － 稠油区低产井

由于受油稠、储量动用差，地层能量不足，无注水井对应或防砂时间长（超过3年）等因素的影响，部分稠油区低产井在经过大修拔绕后，改造效果不明显或稳产期短。八面河油田对稠油区储层改造措施为高压充填配套热采。如M120－31－X4。

M120－31－X4于2006年10月投产S3中11.23，累计采油6 734t。由于生产层位夹层多，油稠，无注水井对应，地层能量不足，防砂时间长（已经5年）等原因，M120－31－X4产量不断下降，截至2013年6月大修前日产油仅0t。该井生产层位厚度较大，物性好，曾经新投和热采后2次高产，又在构造的相对高部位、断层附近缝隙带，分析认为满足储层改造条件，于6月份对其进行了大修拔绕高充热采。日产油由原来的0t上升至高充后的10.8t。

2013年实施大修拔绕稠油改造的井共有18口。其中17口有效，有效率94.4%，日产油59.5t，年累计增油14 795t，效果较好（见表3）。

表3 2013年大修拔绕改造热采井生产情况

（接上表）

2.4 井况不良井的大修效果

受固井质量、作业频次及注水压力等影响，部分油井井况恶化（如套漏、套损），单井产能下降甚至停产。对这类不良井主要采用大修进行治理，如大修挂小套、大修套补贴等。如M12－17－3。

M12－17－3于1987年10月投产S3上3451S3中22，累计采油3.05万吨。该井1987年投产，生产26年，套管老化，油层上部又有3个漏点挤堵层，2个生产层高水淹，常规措施无法保持正常稳产。但是测C／O比显示该井S3中22中水淹，周围又没有邻井开采，认为有剩余油可挖潜；对应层位有1口注水井，地层能量充足。分析认为满足井况不良井大修挂小套的条件，于2013年5月对其进行了大修（拔绕、挂小套、补孔、高充）。日产油由原来的0t上升至高充后的1.5t。

2013年选取控制地质储量较多的15口套损井进行大修修套治理。油水井大修挂小套6口，成功6口。其中，油井5口，年累增油1 296.8t；水井1口，年累增注水6 706m3。油水井大修套管补贴9口，成功9口。其中，油井6口，年累计增油801.9t；水井3口，年累计增注水8.95×104m3，效果较好（见表4，5）。

表4 2013年油井修套后产量情况

表5 2013年水井修套后注水情况

3 结论

1）对老区有生产潜力的低产井进行剩余油挖潜，根据测试结果有针对性地进行卡堵水、挤堵、补孔或调层。

2）稠油区的储层改造，经大修拔绕、高压充填后热采效果较好。

3）在多断层区块的油水井采用7"套管完井，可为后期大修挂小套、侧钻等技术的运用创造条件。

4）因修套周期长、费用高、风险大，大修要进行科学论证。

［1］万仁溥.油水井大修工艺技术［M］.北京:石油工业出版社，1998:156－172.

［2］刘万赋，吴奇.井下作业监督［M］.北京:石油工业出版社，1996:34－36.