水平井低产低效原因分析及综合治理对策X曾双红(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦 124000) 摘 要:针对高升油田水平井二次开发过程中逐渐暴露出底水锥进严重、注汽困难、周期吞吐油气比低、投产初期产能低等问题,以水平井油藏精细研究及低产低效原因为出发点,开展低产低效水平井措施挖潜与综合治理研究。
通过重点开展水平井堵水、水力喷射压裂、水平井均匀酸化等方面研究与应用,为区块稳油控水提供技术支持,实现了高升油田持续稳产。
关键词:水平井;低产低效;水力喷射压裂;均匀酸化;高升油田 中图分类号:T E355.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)13—0054—01 随着水平井开发技术在高升油田的大规模推广应用,受储层物性影响,逐渐暴露出底水锥进严重、注汽困难、周期吞吐油气比低、投产初期产能低等方面的问题。
截止目前,全厂水平井共42口,开井34口,其中低产低效井(日产油小于1t )7口,占开井数的20.5%。
因此必须深入研究低产低效井的成因,制定合理的治理对策,充分挖掘低产低效井潜能。
1 低产低效水平井分类为了提高水平井产能,充分发挥出水平井开发的内在潜力,通过分析水平井低产低效的原因,研究影响其产能的因素,针对性的采取措施提高水平井的开发效果。
1.1 含水上升速度快,综合含水高表现出油井产液量高、产油低、含水高。
典型井有高2-莲H 601、高2-莲H 602、高2-莲H 603、雷64-莲H602,含水率均达到88%以上,日产油量均不足2t 。
1.2 注汽压力高,吞吐效果差由于注汽压力高,导致水平井注汽困难、吞吐效果差、产能低。
其中高3-莲H 3注汽投产时压力高达19.33MPa,干度不足10%,设计注气量5000t,实际注汽1124t,注汽困难。
高3-莲H4注汽投产时注汽压力高达19.8MPa ,干度不足40%,第二轮注汽时压力依然高达19.85MPa ,干度不足10%,目前日产油量1.1t ;高2-莲H303第二轮注汽时干度只有39.8%,第三轮注时汽压力高达19.49MPa,干度47.9%,注汽困难,目前日产油量2.7t 。
安塞油田低产低效井综合治理技术研究与实践安塞油田位于陕西省延安市安塞县境内，是中国著名的大型油气田之一。
随着油田开发的深入，部分油井产量逐渐降低，甚至出现了低效井，给油田的生产经营带来了诸多困难。
为了提高油田的产量和效率，安塞油田进行了一系列的低产低效井综合治理技术研究与实践，取得了一定的成效。
一、安塞油田存在的问题1. 产量逐渐下降：随着油田的开发和采收程度加深，部分油井的产量逐渐下降，无法满足油田的生产需求。
2. 低效井较多：油田中存在大量低效井，井口产能不足，采收效率低下，给油田的生产经营带来了极大的困难。
3. 技术设备陈旧：部分油井的技术设备较为陈旧，无法满足现代化油田生产的需求，需要进行更新和升级。
4. 生产安全隐患：一些老旧井眼管理不善，存在一定的生产安全隐患，需要加强管理和维护。
以上问题严重影响了安塞油田的正常生产经营，急需研究并实践能够提高产量和效率的综合治理技术。
二、低产低效井综合治理技术为了解决安塞油田存在的问题，进行了一系列的低产低效井综合治理技术研究与实践，主要包括以下方面：1. 技术设备更新：对于陈旧的技术设备，进行了更新和升级，使用了更加先进的油田生产设备，提高了油井的生产能力和效率。
3. 人工干预：采用了一系列的人工干预措施，包括提高注水量，采用人工增压技术，打通油井通道等，提高了油井的产量和采收效率。
4. 环境保护：在进行油田生产的重点关注环境保护问题，采用了一系列的环保技术，减少了油田生产对环境的影响。
三、实践效果分析1. 产量提高：通过技术设备更新和人工干预等措施，部分油井的产量得到了提高，为油田的生产经营带来了新的活力。
2. 采收效率提升：治理低效井和加强井眼管理等措施，提高了油井的采收效率，减少了资源的浪费，为油田的可持续发展打下了良好的基础。
经过一段时间的实践验证，安塞油田的低产低效井综合治理技术取得了明显的成效，为油田的可持续发展和稳定生产打下了良好的基础。
低产低效气井开采差异管理对策低产低效气井是一种气田储层不均质的气井，而且气井的气水分布比较复杂，因此在开采中管理难度相对较大。
本文主要以苏里格气井为例来介绍低产低效气井开采差异管理处理方法，以提高低产低效气井的管理效率和采收率。
标签：低产低效；气井；差异管理；开采鄂尔多斯盆地苏里格气田多生产气田储层不均质的气井，水气分布规律不明显且复杂，在气井开采过程中管理难度比较大。
故本文主要分析鄂尔多斯盆地苏里格气田开采差异化的情况，并提出一些管理策略，通过优化生产制度，降低储层的敏感效应，增加外层存储量；通过明确定井管理适用范围，提高气井采收率；通过智能化管理平台的应用进行气井周期管理。
1 气田概述苏格里气田地处鄂尔多斯盆地，主要产气层是二叠系山西组和石盒子组地层，砂体横向变化快，纵向又呈多期叠加，地层不均质且复杂。
随着气井的不断开采，暴露出气田不同气井管理差异大，低产低效气井逐年增多的情况。
需要在气井开采过程中对不同气井进行针对性管理。
1.1 低产低效气井开采中存在的问题随着建设规模的扩大和开采程度的深入，苏里格气田的存储特特征气水分布等特点，导致单井生产特征差异性很大。
苏里格气田的单井产量在不断地降低，并有朝此方向发展的趋势，低压生产较长时间。
在开采期间，气井数量在增加，导致气井的管理难度加大。
1.2 低产低效气井开采中管理对策针对以上问题，需要针对不同气井的不同地质条件和动态差异进行差异管理，并制定相应的对策。
对于低产低效气井增多的情况要进行间歇生产制度的优化，同时建立气井精细化管理模式，将气井管理平台应用于气井开采周期管理中。
2 苏中苏西气井差异化管理策略2.1 气田的地质特征首先，苏里格气田储层应力比较敏感，存在于山西-石盒子两大气源区，西部富产石英，东部贫产石英资源。
关于锆石检测结果显示，在苏里格气田盒8段，中区和西区的气源主要来自中元古界石英岩，东区的主要气源主要来自北部的太古石英岩。
受沉积物的影响，苏里格区域普遍存在岩屑石英砂岩，实验结果表明，岩屑石英砂岩比石英砂岩的敏感性强。
低产低效井原因分析及治理对策作者：胡燕来源：《中国科技博览》2014年第01期摘要：各类油藏经过多年开采，开发过程中各种矛盾日益突出，导致部分油井出现低产低效现象越来越多，油田开发效果逐渐变差。
本文通过对典型油藏低效井现状、成因进行分析，提出了不同的治理措施，见到了好的效果。
关键词：低产低效、稠油、地质因素、开发因素中图分类号：TE345一、课题提出的原因和依据1、低产低效油井界定对于稀油井：依据产量、成本、效益之间的相互制约关系，将成本界定为固定和变动两部分，以利润为零倒算出保本点产量。
按照我厂生产实际，保本点产量为1.07吨。
我们把日产油在1吨以下的稀油井划分为低产低效井。
对于稠油井：依据单家寺油田开发经验和目前单井周期经济效益计算，对周期产油小于600吨，油汽比小于0.15，直井日油小于3吨/天，水平井日油小于5吨/天的油井列为低效井；对于转周开井液量低于30方，温度低于60度，生产效果远差于上周效果的油井列为转开低效生产井。
2、低产低效井现状结合所管典型油藏----滨南油田和单家寺稠油为例介绍：滨南油田含油面积78.5km2，地质储量9645.5万t，可采储量1981.69万t，采收率20.5%。
截止2010年底投产油井422口，开井347口，日产液水平2900.3t/d，日产油水平971.6t/d，综合含水66.5%，采油速度0.36%，累积产油1403.82×104tt，采出程度15.23%，可采储量的采出程度74.99%，剩余可采储量的采油速度6.68%；注水井154口，开注127口，日注水平4856m3/d，月注采比1.36，油田累积注水4668×104m3，累积注采比1.0，地层平均压降6.9Mpa，平均动液面1050m。
低产低效井（日产油≤1t）比例达到25.3%，是个典型的低效开采区块。
单家寺稠油动用含油面积19.03km2，地质储量7742.7×104t，可采储量1707.62×104t，采收率22.1%。
