渤海L油田低产低效井潜力评价及治理对策

黄 琴,张 俊,刘洪洲,于登飞,王颍超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300459)

L油田为渤海典型的河流相复杂断块油藏,在明化镇组下段中上部发育浅水三角洲沉积,明化镇组下段下部油组以曲流河沉积为主,砂体横向变化大,储层非均质性较强;纵向上“一砂一藏”,油水关系复杂,油藏类型多样,以边水油藏、气顶油藏为主,以定向井与水平井联合的不规则井网开发。随着开发的深入,油田进入中高含水阶段,层内、层间矛盾突出,储层污染、出砂等现象严重,导致低产低效井增多[1-3],影响油田开发效果。为了油田的长期稳产,开展低产低效井综合治理迫在眉睫。通过分析低产低效井的原因,客观评价原井位潜力,有效提出针对性的治理对策,现场应用效果较好,也为其他油田低产低效井治理提供借鉴。

1 低产低效井原因分析

1.1 低产低效井分类

海上油田经济极限日产量的确定方法为油田操作费合计除以油田总井数乘以当年平均油价除以330 d。L油田2022年单井经济极限产能为10 m3/d。因此,根据效益界限和现场操作,将日产油小于10 m3的油井定为低产低效井。

目前L油田生产井主要分为3类(表1),其中低产低效井包括日产量低于10 m3的井和长关井。在一个自然年内,生产油/气的平均日产量低于该油/气田经济极限日产量的油/气井,占比19.1%;长关井是指连续关停时间超过180 d的油/气井,占比4.3%。

表1 L油田低产低效井统计

1.2 低产低效井原因分析

L油田目前共有油井115口,低产低效井有27口,占总井数的23.4%。通过系统分析所有油井生产数据,低产低效井出现的原因包括以下三个方面。

1)地下原因。L油田为复杂断块油田,单砂体储量规模小,储量丰度低,部分区块采用天然能量开发,地层能量亏空严重,油藏压力低,产液量下降快,导致单井产量低;油田已进入开发中后期,层间、层内、平面矛盾严重,出现边底水突破水窜,造成油井高含水;油田储层胶结疏松,大泵提液时井底周围储层高液量冲刷、颗粒运移,导致油井出砂严重关井。

2)井筒原因。L油田原油黏度中等、含蜡量高,受井底压力温度变化影响,造成井筒、油嘴结蜡堵塞;部分油井采用优质筛管简易防砂的完井方式,在中后期高含水开采阶段,油井出砂井次比例增加;部分区块前期注海水保持地层压力开发,海水与地层水混合不配伍形成沉淀,导致储层污染堵塞。

3)地面原因。L油田持续滚动扩边开发,新增调整井动用新发现储量。新增油气水产能导致平台现有处理能力和外输能力不能满足需求,部分油气井被迫关停或低频限产。

2 低产低效井潜力评价

2.1 潜力评价方法

以渗流力学和物质平衡方程为理论基础,建立累计产油量与水油比关系,确定单井极限可采储量,为单井剩余油挖潜及下一步的调整措施提供依据[4-6]。

累计产油量与水油比相关的表达式为:

(1)

(2)

(3)

2.2 计算结果

L油田位于渤海南部海域,主要含油层系发育于新近系明化镇组下段。储层物性好,平均孔隙度32.0%,平均渗透率1 087.1×10-3μm2,具有特高孔、特高渗的特征;储层岩性主要为中-细粒长石岩屑砂岩(图1);地层原油黏度为1.32 mPa·s,属于中轻质原油。

图1 L油田综合柱状图

A18H井是L油田1-1425砂体的一口低产低效井,目前因出砂处于关井状态(图2)。关井前日产油50 m3,含水81%。截至2021年底,A18H井累计产油量21.64×104m3。根据累计产油量与水油比关系曲线计算得到直线斜率m为4.64(图3),相渗曲线计算得到系数b为21.72(图4),A18H井的极限可采储量为28.22×104m3,剩余可采储量为6.58×104m3。应用潜力评价方法对L油田其余低产低效井原井位潜力进行分析,结果见表2,单井剩余可采储量分布在1.83×104～6.89×104m3。

图2 L油田 1-1425砂体井位分布

图3 A18H井水油比与累计产油量的关系曲线

图4 油水相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线

表2 L油田8口低产低效井潜力评价统计

3 低产低效井治理对策及效果分析

3.1 治理对策

L油田低产低效井主要表现为高含水低产井、低液量生产井、出砂关停井、储层污染堵塞低效井、地面因素导致关停或低频生产的井。针对低产低效井类型,提出“一井一策”的治理方案[7-9]。

1)高含水低产井。以表2中C7H井、C17H井为例,油井含水高,采出程度高,剩余可采储量规模低于3×104m3,原井位潜力较小。此类井的治理对策是换大泵提液生产,达到极限可采储量时,侧钻动用其他砂体的优质储量。

2)油藏压力小,低液量生产井。此类井动用的砂体储量规模较小,难以转变开发方式。治理对策是纵向补孔其他油层,进行层间接替生产。

3)出砂关停井。表2中A18H井、A19井、D20H井均为出砂关停井,潜力分析认为原井位剩余可采储量规模较大(大于5.0×104m3)。针对此类井,主要采取人工井壁防砂的新型工艺措施进行治理。

4)储层污染堵塞井。A36H井储层污染堵塞后,流压、产液量、产油量等持续下降,通过试井解释及潜力评价,原井位仍有挖潜空间。针对此类井,主要采取螯合解堵工艺,解除近井地带的污染,改善原油在地层中的流动性,恢复油井产能。

5)地面因素导致关停或低频生产的井。针对此类井,主要采取平台改造、增加压缩机等,提高处理及外输能力,释放油井产能。

3.2 效果分析

L油田通过换大泵、侧钻、螯合解堵、人工井壁防砂、常规酸化、更换管柱等措施,对50口低产低效井实施了综合治理,其中有30口低产低效井产能恢复至10 m3/d以上(图5),油井利用率提高了2.0%,单井日增油20 m3/d,累计增油量约8.0×104m3。

图5 3口井实施综合治理效果

4 结论

1)根据海上油田经济极限日产量的确定方法,将L油田单井日产量低于10 m3的井和关停井定义为低产低效井。

2)通过地下、井筒、地面等方面分析,造成L油田油井低产低效的原因主要为储层非均质性强、油藏压力低、储层污染、井筒结蜡、出砂、平台处理能力不足等,导致单井产量低。

3)应用累计产油量与水油比关系曲线估算单井极限可采储量,可以有效评价单井剩余油潜力,为单井剩余油挖潜及下一步的调整措施提供依据。

4)通过对低产低效井实施螯合解堵、人工井壁防砂、换大泵等等治理技术,有效恢复油井产能,取得较好的应用效果,累计增油量约8.0×104m3。