渤海油田低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)體系現(xiàn)狀及展望*

鄧建明

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 天津 300459)

1967年，我國海上第一口探井“海1井”的鉆探拉開了渤海油田勘探開發(fā)的序幕，到2004年產(chǎn)量首次突破1 000×104m3?！笆晃濉币詠?，渤海油田進入快速發(fā)展期，2006年實現(xiàn)年產(chǎn)量超1 500×104m3。2009年，渤海油田產(chǎn)量突破2 000×104m3大關(guān)。2010年，渤海油田再上新臺階，實現(xiàn)了油氣產(chǎn)量3 000×104m3的歷史新跨越，至今已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)近10 a，渤海油田已逐步發(fā)展成為我國第二大原油生產(chǎn)基地[1-3]。

歷經(jīng)50余年的勘探開發(fā)，渤海部分油田逐漸進入開發(fā)中后期，在生產(chǎn)油田采出程度16%，綜合含水率高達79%，逐年自然遞減率14.7%，面臨嚴峻的增產(chǎn)形勢與挑戰(zhàn)。近年來，因長期注水開發(fā)導(dǎo)致儲層水淹的高含水井，以及因儲層污染、出砂等工程原因或儲層物性差、油藏壓力低、低孔低滲等地質(zhì)油藏原因?qū)е碌牡彤a(chǎn)低效井?dāng)?shù)量逐年攀升[4-6]，這些油井的綜合治理迫在眉睫?！笆濉币詠?，通過多專業(yè)聯(lián)合技術(shù)攻關(guān)，以“短平快”的治理方式，按“一井一策”的原則，開展油水井綜合治理工作，形成了以水淹層控水射孔、儲層改造技術(shù)、出砂井治理技術(shù)、井筒治理與恢復(fù)等為代表的低效井綜合治理技術(shù)體系。但受限于渤海地質(zhì)油藏條件復(fù)雜，作業(yè)成本和風(fēng)險高，海洋環(huán)境保護日益嚴格等難題，渤海油田低產(chǎn)低效井綜合治理工作仍然面臨嚴峻挑戰(zhàn)[7-8]。為了更好地促進渤海油田低產(chǎn)低效井治理技術(shù)體系的完善與發(fā)展，通過低產(chǎn)低效井原因分析和技術(shù)難點總結(jié)，系統(tǒng)梳理了治理技術(shù)體系現(xiàn)狀，并對未來技術(shù)發(fā)展方向進行了探討。

1 低產(chǎn)低效原因及治理難點

1.1 低產(chǎn)低效原因分析

渤海油田的低產(chǎn)低效井主要分為3類：一類指日產(chǎn)量低于經(jīng)濟極限日產(chǎn)量的開發(fā)井和調(diào)整井；二類指日產(chǎn)量高于經(jīng)濟極限日產(chǎn)量，但低于油藏開發(fā)或調(diào)整方案預(yù)期動態(tài)產(chǎn)量目標50%的開發(fā)井和調(diào)整井；三類指長停井，是指連續(xù)關(guān)停180 d以上且當(dāng)前依舊關(guān)停的油、氣、水井[4,9]。

截至2018年底，渤海油田共有低產(chǎn)低效井318井次(圖1)，其中一類和二類低產(chǎn)低效井168井次、三類低產(chǎn)低效井150井次，分別占總油井?dāng)?shù)的7.9%和7.1%，累計剩余可采儲量近2 000×104m3。分析渤海油田低產(chǎn)低效井產(chǎn)生原因，主要有以下幾點[10-11]：

圖1 渤海油田低產(chǎn)低效井統(tǒng)計Fig .1 Statistics of low production and low efficiency wells in Bohai oilfield

1) 高含水問題。渤海在生產(chǎn)油田綜合含水率為79%，其中以曹妃甸油田為典型代表的高含水油田含水率甚至高達95%以上。由圖1可知，高含水油井?dāng)?shù)量占低效總井?dāng)?shù)的26.7%，為低產(chǎn)低效井首要成因。研究表明，渤海油田水平井出水規(guī)律分為凸型、直線型、S型和凹型4種，其中S型和凹型有4～16個月的低含水采油期，而凸型和直線型投產(chǎn)即見水，不存在無水采油期，這部分井控水壓力更大。

2) 因儲層污染、出砂等原因?qū)е碌牡托Ь?。此類低效井儲層仍然有能量，井筒完好，占?6.7%，在治理技術(shù)方面主要以儲層改造和防砂治理為主。

3) 因井筒故障導(dǎo)致的油井低效問題。主要問題是泵故障、套損、油套同壓、腐蝕等，占比9.4%。此類低效井在治理時，主要以井筒處理與恢復(fù)為目的，恢復(fù)油井正常生產(chǎn)。

4) 因油藏原因?qū)е碌牡托?。此類低效井特點為原井眼開發(fā)層位因儲層物性差、油藏壓力低、儲層薄等油藏先天不足，占比17.6%。治理以側(cè)鉆為主，重復(fù)利用原井筒實現(xiàn)鄰近層位剩余油挖潛和開發(fā)。

5) 其他原因，如平臺能力受限、修井設(shè)備限制、作業(yè)因素等其他原因?qū)е碌牡托Ь?/p>

1.2 治理難點分析

通過對低產(chǎn)低效井主要成因分析，結(jié)合各低產(chǎn)低效井的地質(zhì)油藏條件、井型、井別和生產(chǎn)情況，總結(jié)渤海油田低效井綜合治理面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)如下：

1) 地質(zhì)油藏構(gòu)造復(fù)雜，開發(fā)開采難度大。渤海油田屬于典型的復(fù)雜斷塊油氣藏，具有構(gòu)造破碎、儲層發(fā)育差、油水關(guān)系復(fù)雜、儲層非均質(zhì)性嚴重、構(gòu)造復(fù)雜等特點，被喻為“一個盤子被摔在地上后又被踩了兩腳”，部分油田具有物性差、儲層薄等特征[12]，沙河街組及潛山等深部地層發(fā)育低孔低滲儲層[13]。因此，受限于油藏地質(zhì)先天條件不足的影響，現(xiàn)有治理措施呈現(xiàn)有效期逐漸縮短及措施效果逐漸變差的現(xiàn)象，給老油田穩(wěn)產(chǎn)帶來了很大的壓力。

2) 水平井高含水問題突出，找堵水困難。渤海油田具有非均質(zhì)性強、變異系數(shù)大、油水流度差異大、產(chǎn)液剖面、吸水剖面不均衡等特點，邊底水極易突進，同時海上油田采油強度較高，油田一般在開發(fā)初期即開始注水，由于強采強注，導(dǎo)致主力層位極易水淹[14-15]。目前，水平井找堵水手段有限，難以精準定位出水位置，為后期堵水、控水帶來難度。

3) 平臺空間受限，大型壓裂增產(chǎn)措施難以實施。水力壓裂是解決油水井儲層污染、物性差和低孔低滲問題，實現(xiàn)增產(chǎn)增注的有效增產(chǎn)技術(shù)措施，受限于海上油田環(huán)境和平臺空間的限制，目前水力壓裂在海上油田的應(yīng)用尚處于先導(dǎo)試驗階段，大規(guī)模推廣應(yīng)用難度大[13]。

4) 儲層膠結(jié)疏松，出砂風(fēng)險高，防砂治理難度大。渤海油田開發(fā)以淺部儲層為主，主力層位包括明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組和沙河街組，主要為疏松砂巖儲層，儲層孔隙發(fā)育、物性好、滲透率高、膠結(jié)疏松，生產(chǎn)過程中容易出砂[16]。此外，高含水油田生產(chǎn)過程中的出砂機理認識不清，防砂方式選擇缺乏依據(jù)，缺乏出砂出水動態(tài)剖面監(jiān)測技術(shù)，為高含水油田有效防砂帶來困難。

5) 由套損、腐蝕、管柱變形等井筒管柱問題導(dǎo)致油套同壓問題嚴重，尤其是注水井環(huán)空帶壓問題一直是困擾渤海注水井治理的難題。注水井環(huán)空帶壓原因復(fù)雜，治理措施有限。同時，套損的準確檢測與評價困難也為該類低效井的有效治理增加了難度。

2 治理技術(shù)體系現(xiàn)狀

2.1 綜合治理快速決策技術(shù)

針對低產(chǎn)低效井治理難點與挑戰(zhàn)，渤海油田通過“十二五”“十三五”科技攻關(guān)和現(xiàn)場實踐，形成了一系列增產(chǎn)挖潛技術(shù)，特別是綜合調(diào)整、加密調(diào)整作為近年來渤海油田實施最直接、最有效的增產(chǎn)挖潛手段，取得了顯著成效。近年來，渤海油田尤為重視低產(chǎn)低效井綜合治理工作，多項新技術(shù)、新工藝不斷應(yīng)用于現(xiàn)場，如水力噴射壓裂工藝、化學(xué)防砂技術(shù)、多分支井技術(shù)、增效射孔技術(shù)等，在生產(chǎn)油田綜合治理快速決策系統(tǒng)及配套技術(shù)體系初見雛形，如圖2所示。由圖2可以看出，在生產(chǎn)油田低產(chǎn)低效井治理過程中，治理方向的明確是治理技術(shù)精準施策的前提，“一井一策”和“短平快”是治理的主要原則，新技術(shù)、新工藝的攻關(guān)或引進應(yīng)用是技術(shù)儲備和豐富治理技術(shù)體系的有效途徑。目前，渤海油田已將在生產(chǎn)油田綜合治理關(guān)鍵技術(shù)納入 “十四五”科技發(fā)展規(guī)劃，進一步豐富和完善綜合治理技術(shù)體系，加強低產(chǎn)低效井的挖潛治理工作。

圖2 渤海油田低產(chǎn)低效井綜合治理快速決策技術(shù)Fig .2 Fast decision-making technology for comprehensive treatment of low production and low efficiency wells

2.2 低產(chǎn)低效井綜合治理工程關(guān)鍵技術(shù)體系

2.2.1 高含水儲層治理技術(shù)

近年來，為解決水平井高含水問題，提高油田采收率，渤海油田一直在不斷地進行技術(shù)攻關(guān)和實踐。準確找水是實現(xiàn)有效控堵水的關(guān)鍵和前提。目前渤海油田嘗試應(yīng)用過測試工具+爬行器、連續(xù)油管測試、水利輸送找水等技術(shù)，各項找水技術(shù)都有一定適用范圍，受成本高和技術(shù)成熟度的影響，整體應(yīng)用井次較少[17]?？厮に嚪矫妫澈Ｓ吞锵群蟛捎昧俗兠芏群Y管、中心管、ICD、AICD等工具，整體呈現(xiàn)控水成本高、有效期短、成功率低的特點[14]。

為了解決曹妃甸油田D42H1井高含水和出砂問題，于2018年首次嘗試應(yīng)用了連續(xù)封隔體控水技術(shù)。從應(yīng)用效果來看，含水率由措施前95%降低至68%，控水效果明顯，但問題是措施后產(chǎn)量遞減明顯，3個月內(nèi)從措施后初期150 m3/d液量下降至50 m3/d，控水同時大幅降低了油井產(chǎn)量，綜合應(yīng)用效果欠佳。因此，在裸眼控水效果不理想的情況下，渤海油田逐漸探索套管水平井控水技術(shù)，目前已初步形成水淹層控水射孔方式優(yōu)化技術(shù)。2019年在X油田完成了變密度控水射孔技術(shù)2口井的現(xiàn)場應(yīng)用，累計增油8 731.7 m3，含水率5.18%，較預(yù)測含水降低74.1%，穩(wěn)油控水效果顯著，該技術(shù)目前處于推廣應(yīng)用階段。

2.2.2 儲層改造技術(shù)

針對儲層污染、注水井堵塞等低產(chǎn)低效井的治理，以溝通或擴大地層原有孔隙和裂縫，提高滲透率為目的的儲層改造為主。渤海油田儲層改造技術(shù)體系主要包括以下幾方面：

1) 解堵技術(shù)。渤海油田應(yīng)用的解堵技術(shù)主要包括化學(xué)解堵和物理解堵兩大類[18-19]，化學(xué)解堵以酸化解堵為主，物理解堵技術(shù)主要包括電脈沖解堵、自生熱解堵、超聲波解堵等。海上油田的酸化解堵主要采用不動管柱酸化工藝，具有工藝簡單、費用低、工期短的特點，酸液體系主要以氫氟酸、氟硼酸為主，是目前渤海油田最常用的解堵手段。物理解堵方面，主要是利用電子脈沖裝置產(chǎn)生強大的沖擊波，超聲波的機械振動、空化、熱解等作用，解除地層堵塞與污染，從而達到解堵、增產(chǎn)或增注目的。

2) 增效射孔技術(shù)。射孔完井在渤海占比達65%以上，是渤海油田最主要的完井方式，對溝通儲層、解除污染和油田增產(chǎn)具有重要意義。有效清潔射孔孔道，緩解壓實帶傷害和擴大射孔波及范圍是實現(xiàn)射孔增產(chǎn)的關(guān)鍵途徑。經(jīng)過渤海油田工程技術(shù)人員的攻關(guān)和創(chuàng)新實踐，基于動態(tài)負壓、高壓氣體沖刷孔道、高能粒子二次做功、高能氣體壓裂做功等原理，形成了適用于渤海油田增產(chǎn)射孔的特色技術(shù)體系，包括動態(tài)負壓射孔、自清潔射孔、后效體射孔、爆燃壓裂、等孔徑射孔、超大孔密大孔徑射孔等技術(shù)。渤海油田特色增產(chǎn)射孔技術(shù)體系可適用于低孔滲、疏松砂巖、易污染、結(jié)垢堵塞等多種復(fù)雜油藏條件及工況，在渤海低效井治理和新油田提高開發(fā)效果方面起到了重要作用，已累計完成100余口井應(yīng)用，累計增油近60×104m3。

3) 壓裂技術(shù)。主要包括水力壓裂、過篩管壓裂、再壓裂和水力噴射壓裂等技術(shù)[13,20]。受海洋環(huán)境和平臺空間限制，目前水力壓裂尚處于先導(dǎo)試驗階段，因此渤海油田壓裂技術(shù)主要以疏松砂巖壓裂充填、再壓裂防砂為主。疏松砂巖壓裂在渤海已成熟應(yīng)用，對油田增產(chǎn)起到了重要作用；再壓裂防砂技術(shù)主要用于解決初次壓裂裂縫周圍儲層堵塞及裂縫閉合的情況，通過二次壓裂重新?lián)伍_或擴大原有裂縫，達到增產(chǎn)改造的目的。過篩管壓裂和水力噴射壓裂技術(shù)是近兩年在渤海逐漸應(yīng)用和發(fā)展起來的新技術(shù)，過篩管壓裂在渤海完成3井次的應(yīng)用，增油率達130%，水力噴射壓裂完成2口井應(yīng)用，增油率121%，有效豐富了污染堵塞老井的增產(chǎn)處理措施。

2.2.3 防砂治理技術(shù)

針對儲層出砂井的治理，渤海油田形成了以小篩管二次防砂完井、人工井壁化學(xué)防砂、動管柱大修再完井、篩管漏點卡封、膨脹篩管和膨脹管補貼等技術(shù)為代表的防砂治理技術(shù)體系。

小篩管二次防砂完井技術(shù)主要用于因沖蝕、腐蝕等導(dǎo)致篩管破損井的修復(fù)與補救，通過在原防砂管中下入一層小篩管重新防砂，恢復(fù)油井正常生產(chǎn)。該技術(shù)具有工序簡單、工期短和費用低的特點，但二次防砂后縮小了防砂段內(nèi)通徑，適用于大量出砂，急需恢復(fù)生產(chǎn)，且不具備切割打撈防砂管柱重新完井或不滿足經(jīng)濟性條件的油井。小篩管二次防砂完井技術(shù)在國外油田及國內(nèi)大港、文昌等油田應(yīng)用較多，2017年至今，小篩管二次防砂技術(shù)已在秦皇島32-6油田成功應(yīng)用4口井，在φ139.7 mm 3D星孔優(yōu)質(zhì)篩管中下入φ73.025 mm小篩管二次防砂，該批次井目前生產(chǎn)狀況正常，未見出砂。

化學(xué)防砂主要包括人工膠結(jié)法和人工井壁法2種：人工膠結(jié)法即向井眼周圍疏松的地層擠入化學(xué)劑，以膠固地層砂，達到防砂目的；人工井壁法是指將按一定比例混合的支撐劑和膠結(jié)劑擠入井下出砂部位，在套管外形成具有強度和滲透性的人工壁面，以防止砂粒進入井內(nèi)而又不影響油井生產(chǎn)的工藝措施，如樹脂核桃殼、樹脂砂漿、預(yù)涂層礫石等人工井壁?；瘜W(xué)防砂技術(shù)具有井筒內(nèi)不留機械設(shè)備、工藝簡單等優(yōu)點，適用于油井生產(chǎn)期間出砂問題的補救，可以不動篩管進行防砂作業(yè)。

近年來，渤海油田在不斷地引進化學(xué)防砂技術(shù)，主要用于解決篩管局部破損后的堵漏和二次防砂。同時，在引進化學(xué)防砂技術(shù)的同時，結(jié)合海上油井跨度大、防砂有效期要求高等特點，通過針對性的技術(shù)攻關(guān)和研究，形成了適用于海上油田的化學(xué)防砂技術(shù)，目前已在旅大5-2油田、南堡35-2油田等多口井成功應(yīng)用，有效解決了井筒出砂問題。

2.2.4 井筒治理與恢復(fù)技術(shù)

井筒治理與恢復(fù)技術(shù)主要用于治理因井筒故障導(dǎo)致的油井低產(chǎn)低效問題，如泵故障、套損、油套同壓、管柱腐蝕等，技術(shù)體系包括套損檢測與治理、油套同壓井治理、井筒套銑與打撈、水井管材防腐、大通徑注水管柱等工藝技術(shù)。井筒治理與恢復(fù)技術(shù)在渤海油田低產(chǎn)低效井治理中的應(yīng)用如下：

1) 套損檢測與治理技術(shù)。套損檢測是有效治理的關(guān)鍵，為了解決現(xiàn)有套損檢測手段存在的精度低、不適用于多層套管檢測、應(yīng)用效果欠佳等難題，基于脈沖回波和撓曲波成像技術(shù)研制形成超聲蘭姆波成像測井儀，利用垂直入射探頭記錄的套管表面反射波及后續(xù)共振波進行套損檢測與評價。同時，超聲蘭姆波成像測井儀還可用于低密度水泥環(huán)固井質(zhì)量評價、環(huán)空介質(zhì)狀態(tài)判斷和水泥返高的確定，可為油田射孔、棄井作業(yè)、套管處理等作業(yè)方案提供決策依據(jù)。目前，套損檢測與治理技術(shù)已在渤海油田應(yīng)用22井次，測井解釋成果符合率96%，單井時效提升34.5%。在套損治理方面，主要以套損變形治理、套管補貼等技術(shù)為主。

2) 油套同壓井治理技術(shù)。研究表明，注水管柱變形和結(jié)垢腐蝕是造成渤海油田注水井油套同壓的兩大主要原因。目前，在治理手段方面主要從事先預(yù)防措施、制度管理創(chuàng)新、事后補救措施等方面入手，具體的技術(shù)措施包括：依據(jù)注水管柱收縮量分析，加長定位密封單元，防止插入密封完全拔出密封筒；管柱串中加入防上竄工具，如RH或PHL封隔器、水力錨、錨定插入密封，通過機械的方式錨定管柱，減少管柱縱向移動；加入環(huán)空二次密封工具，提高環(huán)空的密封等級，如雙環(huán)空封隔器或APS井口保護器等；采用新型密封材料，提高密封模塊耐摩擦能力，降低其疲勞失效的可能性；封隔器磨損的井，可以下入膨脹封隔器，修正磨損造成的膠皮損壞；結(jié)垢腐蝕井，加入適量鹽或弱酸類化學(xué)藥劑，溶解已經(jīng)形成的垢類物質(zhì)。

3) 井筒套銑與打撈技術(shù)。近年來，為了滿足井下復(fù)雜事故處理需求，形成了一整套行之有效的井筒套銑與打撈技術(shù)，應(yīng)用效果顯著。綏中油田N8H1井落魚處理，創(chuàng)造單次套銑560 m的紀錄，一次性打撈成功；成功實現(xiàn)碎片化電纜護罩的打撈；完成φ177.8 mm套管內(nèi)大直徑機組打撈作業(yè)；小井眼φ73.025 mm 油管單管割刀在2口大修井應(yīng)用，成功率100%；刀翼式平底磨鞋具備磨銑+切削雙重功效，雙管井作業(yè)中應(yīng)用提高磨銑效率；井下液壓增力裝置可通過打壓額外提供大于100 t的拉力，對打撈解卡非常有效，已在綏中油田A30大修作業(yè)中成功應(yīng)用，節(jié)省打撈工期10 d。

2.2.5 儲層低效治理技術(shù)

儲層低效治理技術(shù)對應(yīng)解決因儲層物性差、油藏壓力低、儲層薄等油藏先天條件不足導(dǎo)致的油井低效問題，主要包括側(cè)鉆挖潛技術(shù)、多底井技術(shù)、井槽高效重置技術(shù)等，治理思路為通過側(cè)鉆挖潛鄰近儲層或?qū)游?，實現(xiàn)井筒的重復(fù)利用和剩余油挖潛目的。

1) 側(cè)鉆挖潛技術(shù)。渤海油田常用側(cè)鉆技術(shù)包括常規(guī)側(cè)鉆、同層側(cè)鉆、中短半徑側(cè)鉆和超短半徑側(cè)鉆技術(shù)。中短半徑側(cè)鉆技術(shù)是在“十三五”期間通過技術(shù)攻關(guān)形成的成果，形成大斜度高曲率設(shè)計條件下開窗、高造斜率鉆井和大曲率小井眼防砂完井等關(guān)鍵技術(shù)，可實現(xiàn)12～15°/30 m的造斜率，測斜盲區(qū)由原來23 m左右縮減至0.6 m。該技術(shù)可充分利用老井槽口和井身結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)剩余油挖潛，具有低投資、高效益的特點，已推廣應(yīng)用10余口井，豐富了老油田挖潛和低效井治理的手段。同時，如T型井鉆完井技術(shù)、徑向鉆孔技術(shù)等低成本高效治理技術(shù)也處于探索與試驗應(yīng)用階段。

2) 多底分支井技術(shù)。采用老井眼側(cè)鉆多分支井技術(shù)治理低產(chǎn)低效井，在原井眼保留的基礎(chǔ)上進行側(cè)鉆，后期可實現(xiàn)新井眼與老井眼的輪采，具有節(jié)省槽口、擴大泄油面積、提高單井產(chǎn)量和提高油田采收率等特點。多底分支井技術(shù)已在曹妃甸油田完成了首批次3口井的應(yīng)用，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油252 m3，是老井產(chǎn)量的4.7倍，超鉆前配產(chǎn)100%。為了進一步豐富低效井挖潛手段，渤海油田正在積極開展魚骨狀水平分支井的研究和應(yīng)用實踐。

3 技術(shù)展望

隨著渤海油田勘探開發(fā)的不斷深入，低產(chǎn)低效井成因越來越復(fù)雜，呈現(xiàn)出新的特點與挑戰(zhàn)，如地下油水關(guān)系復(fù)雜，壓力異常，邊部挖潛儲層薄、物性差，高滲層高含水；加密井眼軌跡復(fù)雜、防碰風(fēng)險高，原井筒棄置仍以傳統(tǒng)的套、磨銑為主，效率亟待提升；地面空間和槽口資源受限，綜合治理難度逐步增大，且安全環(huán)保風(fēng)險更高?？傮w而言，未來低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)發(fā)展方向主要有以下幾個方面。

1) 復(fù)雜儲層精細開發(fā)。針對油水關(guān)系復(fù)雜，壓力異常，邊部挖潛儲層薄、物性差，高滲層高含水等復(fù)雜油藏，通過多專業(yè)融合，探索精細開發(fā)思路及配套技術(shù)體系，解決復(fù)雜壓力體系下的井控、壓力調(diào)控、高含水油田控砂控水、低滲儲層開發(fā)、深井/超深井開發(fā)和治理技術(shù)難題，滿足復(fù)雜儲層精細開發(fā)需求。

2) 井筒再利用及精準軌跡控制。針對上述主要挑戰(zhàn)，井槽高效利用、隔水管回收與井槽重入側(cè)鉆、井槽設(shè)計優(yōu)化布置、隨鉆遠探測聲波防碰和井眼軌跡精準控制等是技術(shù)發(fā)展的主要方向。同時，進一步發(fā)展應(yīng)用多分支井、徑向鉆孔、水力噴射壓裂等增產(chǎn)技術(shù)工藝，高效率利用井筒，節(jié)省平臺槽口和投資成本。

3) 平臺空間資源利用。平臺空間狹窄，場地有限是海上油田和陸地油田相比，面臨最大的挑戰(zhàn)與困難，平臺空間資源進一步集約、高效利用是關(guān)鍵。未來，應(yīng)針對槽口資源循環(huán)利用、外掛和內(nèi)掛槽口、連續(xù)油管鉆井、小尺寸鉆具和設(shè)備等技術(shù)開展攻關(guān)，研究發(fā)展小型化鉆完井設(shè)備和低成本鉆井工藝技術(shù)，實現(xiàn)平臺空間高效利用和低成本經(jīng)濟開發(fā)。

4) 數(shù)字化油田建設(shè)。渤海油田開發(fā)數(shù)十年以來，擁有海量的現(xiàn)場數(shù)據(jù)和低效井?dāng)?shù)據(jù)，但目前的低效井治理仍以經(jīng)驗為主，未來需結(jié)合大數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)，充分利用海量的老井現(xiàn)場數(shù)據(jù)，擺脫經(jīng)驗判斷，實現(xiàn)科學(xué)決策，向低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)字化治理轉(zhuǎn)型，加快推進智能油田和數(shù)字油田的建設(shè)進程。

4 結(jié)束語

渤海油田開發(fā)至今，部分油田逐漸進入開發(fā)中后期，因高含水、儲層污染、出砂、井筒故障和油藏先天條件不足等成因?qū)е碌牡彤a(chǎn)低效井問題日益突出，制約了渤海油田增產(chǎn)目標的實現(xiàn)。面對低產(chǎn)低效井綜合治理難題及挑戰(zhàn)，通過不斷的科研攻關(guān)與創(chuàng)新實踐，形成了以高含水儲層治理技術(shù)、儲層改造技術(shù)、防砂治理技術(shù)、井筒治理與恢復(fù)技術(shù)和儲層低效治理技術(shù)為代表的一整套低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)體系及快速決策響應(yīng)系統(tǒng)，很大程度上解決了低產(chǎn)低效井問題。然而，隨著渤海油田開發(fā)逐步深入，未來將面臨更加嚴峻的挑戰(zhàn)，如復(fù)雜的油水關(guān)系和異常壓力體系，邊部挖潛儲層薄、物性差，高滲層高含水等，低產(chǎn)低效井綜合治理難度勢必進一步增大，需不斷豐富、升級和完善現(xiàn)有治理技術(shù)體系。面對未來更嚴峻的增產(chǎn)壓力和形勢，應(yīng)進一步加強低產(chǎn)低效井治理技術(shù)攻關(guān)，做好新技術(shù)引進、研究與應(yīng)用工作，研發(fā)適應(yīng)復(fù)雜低產(chǎn)低效井治理的新技術(shù)、新工藝和新工具，實現(xiàn)渤海油田低產(chǎn)低效井的低成本高效開發(fā)。