海上油田“雙高”階段低效井綜合治理研究

摘要：X 油田是渤海典型的化學(xué)驅(qū)結(jié)束后續(xù)水驅(qū)油田，目前處于高含水及高采出程度的“雙高”階段，為解決開發(fā)生產(chǎn)過程中低產(chǎn)低效井逐漸增多且治理難度逐漸增加的問題，對油田儲層沉積微相、地層物性參數(shù)、剩余油挖潛歷程、開發(fā)方式轉(zhuǎn)變、注采井網(wǎng)調(diào)整、增產(chǎn)措施影響等因素開展研究，分析低效井成因主要包括儲層條件導(dǎo)致含水突升、井網(wǎng)不完善導(dǎo)致能量下降、過篩管壓裂后采油井出砂等。針對不同成因低效井開展了分類治理研究，提出了區(qū)域流場調(diào)整、分層系開發(fā)、防砂篩管補(bǔ)貼等治理措施。2020-2021 年礦場實(shí)踐表明，對X 油田12 口低效井實(shí)施針對性的治理措施，單井平均高峰日增油達(dá)18 m3，預(yù)測治理有效期內(nèi)將累增油21×104 m3，該油田的低效井治理技術(shù)使油藏生產(chǎn)能力得到有效釋放，為同類海上油田低效井治理提供了參考和借鑒。

關(guān)鍵詞：“雙高”階段；低效井；成因分析；分類治理；礦場實(shí)踐；海上油田

引言

渤海X 油田投產(chǎn)至今已有20 余年的開發(fā)歷程，目前，油田采出程度接近35%，綜合含水率達(dá)92%，已經(jīng)進(jìn)入到開發(fā)后期“雙高”階段。該油田自投產(chǎn)以來先后經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、籠統(tǒng)注水、分層注水、聚合物驅(qū)、聚表二元驅(qū)、井網(wǎng)加密及后續(xù)水驅(qū)等一系列調(diào)整措施，持續(xù)保持著較高的采油速度[1 6]。隨著采出程度和含水率的持續(xù)上升，近幾年開發(fā)過程中低效井開始逐漸增加，同時(shí)，由于在歷史開發(fā)過程中，井網(wǎng)和開發(fā)方式多次轉(zhuǎn)變，儲層剩余油分布更加復(fù)雜，能量分布也更加不均衡，使低效井治理難度增大，對油田持續(xù)高效開發(fā)帶來不利影響?，F(xiàn)有研究指出，造成采油井低效生產(chǎn)的主要原因包括油藏及流體特征、井網(wǎng)完善情況、能量不足、近井地帶堵塞、井下配套工藝不恰當(dāng)?shù)纫蛩豙7 11]，針對典型存在問題，通過應(yīng)用平面流場調(diào)控、縱向調(diào)整吸水剖面、強(qiáng)水淹層避射、完善局部井網(wǎng)、酸化壓裂、化學(xué)固砂等技術(shù)，能夠有效地治理低效井[12 17]。此外，通過潛力低效井側(cè)鉆、分層系開發(fā)等剩余油挖潛技術(shù)，也能使油藏低效生產(chǎn)情況得到改善[18 26]。針對渤海X 油田地質(zhì)油藏特征及開發(fā)特點(diǎn)，開展了低效井成因分析，分區(qū)制定低效井分類標(biāo)準(zhǔn)與評級，以低效井、產(chǎn)量下降井為突破口，由點(diǎn)到面形成對平面及縱向動用情況的系統(tǒng)認(rèn)識，最終拓展成片尋找共性問題，提出具有針對性的調(diào)整方向，形成了一套具有針對性低效井治理技術(shù)體系，從而改善油田“雙高”階段開發(fā)效果。

1 油田簡介

渤海X 油田位于遼東灣北部海域，為古近系直接覆蓋于前中生界基底隆起上而形成的披覆半背斜構(gòu)造。主力層系位于東營組東二下段，主要為三角洲沉積背景下的砂質(zhì)巖儲層，巖性以含礫砂巖、中至細(xì)砂巖為主，儲集空間以粒間孔為主，主力油層為I、II、III 油組。油藏平均孔隙度為29%，平均滲透率為1 521 mD，屬于高孔、中高滲儲層。由NE 向SW 方向I 油組儲層變厚，II、III 油組變薄。根據(jù)儲層發(fā)育情況及物性特征將主力區(qū)塊分為東、西兩個(gè)區(qū)域，其中，東區(qū)物性和儲量規(guī)模均優(yōu)于西區(qū)。為實(shí)現(xiàn)平衡開發(fā)，2007 年，將油田西區(qū)的開發(fā)方式由水驅(qū)轉(zhuǎn)為聚合物驅(qū)，5 a 后又轉(zhuǎn)為聚表二元驅(qū)，并于2019 年實(shí)施完畢，目前，全油田處于后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段。

2 低效井成因分析

對于海上油田，主流觀點(diǎn)采油井低效的界定主要用兩種方法：一種是單油井日產(chǎn)油量低于10 m3的采油井，因其經(jīng)濟(jì)效益較低而被界定為低效井；另一種則是單井采液強(qiáng)度及月產(chǎn)油水平排名位于全油田或區(qū)塊后10% 的采油井被界定為低效井[27]。對于X 油田來說，不同生產(chǎn)區(qū)塊和井組面臨的主要矛盾不同，低效井成因復(fù)雜，受到多種因素控制，為使治理措施更具針對性和系統(tǒng)性，本次研究對油田14 口低效井開展了成因分析，總結(jié)概括主要分為3 類成因。

2.1 儲層條件導(dǎo)致含水突升

在油田開發(fā)過程中，驅(qū)替不均衡是需要持續(xù)面臨的重要問題，其貫穿油田開發(fā)始終，驅(qū)替不均衡主要受油藏非均質(zhì)性影響，而非均質(zhì)性主要包括平面和縱向兩個(gè)維度。

從平面上看，X 油田主力區(qū)塊油組是三角洲沉積背景下的砂質(zhì)巖儲層，構(gòu)造高部位主要發(fā)育河口壩與水下分流河道，構(gòu)造低部位主要發(fā)育前緣席狀砂和遠(yuǎn)砂壩，局部發(fā)育分流河道間和三角洲前緣，而油田平面采用注采距離一致的排狀井網(wǎng)，對于同一注采井組內(nèi)發(fā)育不同沉積微相的情況，不同微相界面交匯處的注采連通性較差。根據(jù)示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，被注入的示蹤劑在各方向?qū)?yīng)油井前緣推進(jìn)速度差異較大，從53～400 m/d 不等。此外，化學(xué)驅(qū)期間油井均見產(chǎn)出化學(xué)藥劑，但見劑時(shí)間及產(chǎn)劑濃度存在明顯差異，在優(yōu)勢注入方向上采油井含水率異常突升，存水率較低，從而導(dǎo)致低效。

從縱向上分析，油田開發(fā)初期，各油組的產(chǎn)出狀況與流動系數(shù)匹配較好，縱向吸水剖面相對均勻，隨著開發(fā)的進(jìn)行，層間動用差異加劇，出液較好的層越來越好，出液相對較差的變得更差。多次酸化及調(diào)剖后有一定緩解，但有效期較短。目前，注水井均采用分層注入減緩層間干擾，但層間矛盾依然突出。對2019 年實(shí)施的調(diào)整井X15 井密閉取芯顯示，縱向水淹狀況及驅(qū)油效率差異較大（圖1），I 油組水淹嚴(yán)重，驅(qū)油效率高達(dá)52%，而II、III 油組水淹弱，驅(qū)油效率較低，分別為31% 和8%，嚴(yán)重的層間驅(qū)替差異，導(dǎo)致注入水沿優(yōu)勢層位突進(jìn)，造成采油井低效。

2.2 井網(wǎng)不完善導(dǎo)致能量下降

地層能量下降的原因主要包括注采井網(wǎng)不完善、地面注入壓力限制、水質(zhì)不合格等因素影響[28]，渤海X 油田原始井網(wǎng)老井于1999 年投產(chǎn)，2002 年油田注水后形成反九點(diǎn)面積井網(wǎng)。2014 年，根據(jù)調(diào)整挖潛需要，新增一批井間加密調(diào)整井，與老井共同開發(fā)I、II、III 油組。根據(jù)新井水淹情況解釋，I 油組強(qiáng)水淹層比例高達(dá)20.8%，II、III 油組水淹較弱，因此，在射孔方案設(shè)計(jì)上考慮對I 油組強(qiáng)水淹層避射，從而有效控制了初期含水。但避射也導(dǎo)致新井整體生產(chǎn)厚度變薄，加之老井之間已形成歷史優(yōu)勢注水通道，新井注水受效差于老井。根據(jù)產(chǎn)、吸剖面測試資料，對于老井來說，I 油組動用好，是主要產(chǎn)液、產(chǎn)水層；而對于新井來說，I 油組采液強(qiáng)度小、產(chǎn)液和產(chǎn)水占比相對較低。老井平均日產(chǎn)液量300 m3，新井平均日產(chǎn)液量210 m3。經(jīng)過多輪次注采流場調(diào)整仍無法解決問題，新井與老井采用同一套注采井網(wǎng)已不滿足均衡開發(fā)要求。新井注水受效越來越差，儲層能量降低，從而導(dǎo)致產(chǎn)油量遞減加大，逐漸成為低效井。

2.3 過篩管壓裂后采油井出砂

渤海X 油田油藏埋藏相對較淺，儲層膠結(jié)疏松，儲層較易出砂。油田開發(fā)中含水期開展了聚合物驅(qū)和聚表二元復(fù)合驅(qū)，自2013 年開始，化學(xué)驅(qū)井組出現(xiàn)了不同程度的產(chǎn)液量下降現(xiàn)象，根據(jù)化學(xué)藥劑對水相的增黏降低相對滲透率的機(jī)理，水相滲流阻力變大，受效井產(chǎn)液的合理下降幅度屬于自然規(guī)律。但部分采油井的產(chǎn)液量下降高達(dá)50%～70%，已超過合理幅度，常規(guī)酸化解堵措施效果差、有效期短。而過篩管壓裂技術(shù)通過對篩管穿孔再進(jìn)行對污染帶的壓裂改造，施工后使用高強(qiáng)度樹脂陶粒形成人工井壁，對篩管進(jìn)行修復(fù)。X 油田實(shí)施5 口井過篩管壓裂后初期效果顯著，根據(jù)提液生產(chǎn)要求需對措施井逐步擴(kuò)大生產(chǎn)壓差，當(dāng)生產(chǎn)壓差放大到一定程度后，由于樹脂陶粒固砂作用減弱，有3 口井出現(xiàn)了不同程度的出砂，使采油井產(chǎn)液量急劇下降，進(jìn)而成為低效井。

通過對低效井的判別及成因分析，確定了渤海X 油田低效井主要分類，對不同類型問題井開展分類治理研究。

3 低效井治理關(guān)鍵技術(shù)

針對不同成因及類型低效井分別開展差異化治理研究及技術(shù)攻關(guān)。制定了平面上調(diào)整注采流線、縱向上分層系開發(fā)、工藝上探索改進(jìn)的整體策略，在治理過程中兼顧剩余油挖潛，利用低效井側(cè)鉆進(jìn)行取芯，分析合理采液速度及生產(chǎn)壓差。形成了化學(xué)驅(qū)后油田區(qū)域流場調(diào)控、重點(diǎn)問題區(qū)域分層開采、出砂井防砂篩管補(bǔ)貼等關(guān)鍵技術(shù)。

3.1 區(qū)域流場調(diào)整

針對由儲層條件驅(qū)替不均衡問題，一方面，需要對油田注水井配注方式進(jìn)行優(yōu)化，尋求更適合高驅(qū)替倍數(shù)下的配注方法；另一方面，需要對同一井組內(nèi)采油井的提液界限進(jìn)行研究，使采油井產(chǎn)液量控制在合理范圍內(nèi)，從而解決驅(qū)替不均衡的問題。

3.1.1 基于剩余油流動系數(shù)的配注研究

渤海X 油田開發(fā)方式和開發(fā)井網(wǎng)均經(jīng)歷了多次變化，長期的水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)使油藏已達(dá)到了較大的驅(qū)替倍數(shù)，剩余油分布更加復(fù)雜，傳統(tǒng)的流動系數(shù)法已無法滿足目前開發(fā)階段對于精細(xì)配注的要求，因此，提出基于剩余油流動系數(shù)的精細(xì)配注方法，以剩余油流動系數(shù)來表征油藏剩余油中可流動部分所占的比例

式中：Rmf—剩余油流動系數(shù)，無因次；

S o—含油飽和度，%；

S or—?dú)堄嘤惋柡投龋?；

S omax—最大含油飽和度，%。

由式（1）可知，求取剩余油流動系數(shù)的關(guān)鍵是求取殘余油飽和度，但隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，殘余油飽和度將進(jìn)一步減?。▓D2），傳統(tǒng)相滲曲線中的殘余油飽和度已經(jīng)不能滿足計(jì)算需求，需要對求取殘余油飽和度的方法進(jìn)行改進(jìn)。

常規(guī)驅(qū)油效率計(jì)算是以油水相滲比與含水飽和度關(guān)系在半對數(shù)坐標(biāo)系中呈直線關(guān)系為基礎(chǔ)的

式中：Kro—油相相對滲透率，%；

Krw—水相相對滲透率，%；

S w—含水飽和度，%；

a，b—常系數(shù)，通過對實(shí)際巖芯相滲數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合得到，無因次。

這種線性關(guān)系在油田中、高含水階段具有很好的適應(yīng)性，但隨著油田驅(qū)替倍數(shù)增加，實(shí)際的油水相滲比與含水飽和度的半對數(shù)關(guān)系曲線開始偏離直線，呈現(xiàn)出非線性關(guān)系，當(dāng)S w 趨近于1.0 時(shí)，式（2）直線斜率逐漸趨近于負(fù)無窮。用傳統(tǒng)公式進(jìn)行線性擬合時(shí)，擬合線的延長線對應(yīng)的含水飽和度可能大于1.0，與油藏實(shí)際不符。因此，特高含水期需要建立新的描述公式，以滿足油田實(shí)際生產(chǎn)的需要。在總結(jié)大量相滲數(shù)據(jù)特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，提出了新的油水相滲比與含水飽和度關(guān)系式

式中：c—系數(shù)，無因次，可通過對實(shí)際巖芯相滲數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合得到。

式（3）既能較好地?cái)M合中、高含水期的直線規(guī)律，又能較好擬合特高含水期的非線性規(guī)律，具有廣泛的適應(yīng)性。忽略毛細(xì)管力和重力的作用，根據(jù)水相分流量曲線表達(dá)式可得

式中：fw—含水率，%；

μo—油相黏度，mPa·s；

μw—水相黏度，mPa·s。

驅(qū)油效率計(jì)算公式為

式中：ED—驅(qū)油效率，%；

S wi—原始含水飽和度，%。

當(dāng)fw 取值99.99% 時(shí)，認(rèn)為達(dá)到極限驅(qū)油效率，可得出極限殘余油飽和度，進(jìn)而得到剩余油流動系數(shù)，結(jié)合儲層靜態(tài)參數(shù)，可計(jì)算得到剩余油可流動儲量。根據(jù)剩余油中可流動部分按照其比例進(jìn)行配注，平面和縱向上均有較好的適用性，滿足油田在“雙高”階段精細(xì)注水需求。

3.1.2 化學(xué)驅(qū)后合理提液界限研究

在油田產(chǎn)量目標(biāo)的指導(dǎo)下，根據(jù)油田地層壓力恢復(fù)情況及液量水平，對具有潛力的采油井進(jìn)行提液。每口油井的產(chǎn)液量上限和該井附近的物性、地層系數(shù)等因素是緊密相關(guān)的，并隨著開發(fā)階段的變化而變化。在采油井提液方案設(shè)計(jì)過程中，需要以理論液量上限為依據(jù)，超過理論值可能導(dǎo)致注采不平衡問題加劇。由于X 油田先后歷經(jīng)了水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)的開發(fā)過程，需要根據(jù)聚驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)的相滲曲線分別計(jì)算采液指數(shù)，從而得到單井的合理產(chǎn)液量。

化學(xué)驅(qū)后油水的相對滲透率發(fā)生變化，采液指數(shù)也隨之變化，注入驅(qū)替劑后，油藏流體可分為化學(xué)驅(qū)段和油水混合流動段，化學(xué)驅(qū)段和油水混合流動段總的平均視黏度可表示為

式中：λr—流體平均視黏度，mPa·s；

Vp—注采井間化學(xué)驅(qū)段塞長度比例，%；

λri—開發(fā)初期流體平均視黏度，mPa·s；

μp—化學(xué)藥劑溶液黏度，mPa·s；

Krw（S w）—當(dāng)含水飽和度為S w 時(shí)水相相對滲透率，%。

則化學(xué)驅(qū)階段無因次采液指數(shù)可表達(dá)為

式中：J′—DL 化學(xué)驅(qū)階段無因次采液指數(shù)；

λrp—化學(xué)驅(qū)初期流體平均視黏度，mPa·s。

化學(xué)驅(qū)結(jié)束，進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段后，因化學(xué)藥劑對儲層作用的動平衡被打破，采液指數(shù)再次變化，為得到油井合理液量的計(jì)算，應(yīng)用X15 井密閉取芯得到了該階段的相對滲透率曲線，化學(xué)驅(qū)后油井采液指數(shù)為

式中：JL—化學(xué)驅(qū)后油井采液指數(shù)，m3/（d·MPa）；

K—巖石滲透率，mD；

H—儲層平均厚度，m；

Re—井控范圍內(nèi)等效半徑，m；

rw—采油井井筒半徑，m；

s—地層表皮系數(shù)，無因次；

Kro（S w）—當(dāng)含水飽和度為S w 時(shí)油相相對滲透率，%。

在后續(xù)水驅(qū)階段，當(dāng)含水飽和度為S w 時(shí)的無因次采液指數(shù)為

式中：JDL—后續(xù)水驅(qū)階段無因次采液指數(shù)；

Joi—生產(chǎn)井后續(xù)水驅(qū)初期平均采液指數(shù)，m3/（d·MPa）；

S wc—后續(xù)水驅(qū)初期含水飽和度，%；

Kro（S wc）—后續(xù)水驅(qū)初期油相相對滲透率，%。

由于后續(xù)水驅(qū)過程中，地層中仍吸附有大量化學(xué)藥劑，同時(shí)，考慮篩管處表皮污染，該階段合理采液指數(shù)應(yīng)介于化學(xué)驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)計(jì)算結(jié)果之間，結(jié)合采油井目前生產(chǎn)壓差，即可求得不同開發(fā)階段的單井合理產(chǎn)液量范圍。

為實(shí)現(xiàn)調(diào)整平面注水方向的目的，主要采用封堵強(qiáng)度低但段塞尺寸較大的調(diào)剖體系，通過多輪次調(diào)剖解決平面注水不均衡的問題。對于高出合理產(chǎn)液量的采油井限產(chǎn)，而對未達(dá)合理產(chǎn)液量的采油井進(jìn)行優(yōu)勢注水，以X17 注采井組為例（圖3），考慮采油井X17 井產(chǎn)液量下降、含水率較高的問題，通過計(jì)算剩余油可流動儲量，配合工藝改造，對新注水井X18 井周邊II、III 油組提壓增注，同時(shí)，老注水井X19 井I 油組多輪次調(diào)剖并控制總體注入量，使X17 井既恢復(fù)了產(chǎn)液量又降低了含水。說明基于上述方法的區(qū)域流場調(diào)整方法能夠滿足“雙高”階段對于油、水井配產(chǎn)和配注需求。

3.2 分層系開采試驗(yàn)

新增采油井因與老井生產(chǎn)層位相同，但注水受效差，常規(guī)流線調(diào)整難以取得改善作用，因此，考慮縱向分層系開發(fā)，根據(jù)現(xiàn)有研究，分層系開發(fā)應(yīng)滿足儲層縱向疊合較好、采油井全部鉆遇主力層、層間干擾嚴(yán)重、平面采出差異較大、整體水淹嚴(yán)重等條件要求。經(jīng)論證，主力區(qū)塊西區(qū)X18 為首的采油井排可作為試驗(yàn)井組開展分層系試驗(yàn)?？紤]到I 油組為主力區(qū)塊西區(qū)主要產(chǎn)液層，對采油井排進(jìn)行間隔抽稀，設(shè)計(jì)將注水優(yōu)勢方向的老采油井及新注水井關(guān)閉I 油組，生產(chǎn)II、III 油組；新采油井及老注水井生產(chǎn)Ⅰ 油組，井網(wǎng)由原一套排狀注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)為兩套反五點(diǎn)井網(wǎng)交互開發(fā)（圖4）。并保持井組總注入、采出量不低于分層系之前，一方面可以實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，動用I 油組弱勢驅(qū)油方向剩余油；另一方面縮小了各開發(fā)層系的物性差異，通過對老采油井放大壓差可提高II、III 油組潛力層的動用。

基于精細(xì)地質(zhì)建模和歷史擬合，截取實(shí)際模型中關(guān)鍵井組進(jìn)行了數(shù)值模擬方案研究，根據(jù)研究結(jié)果，細(xì)分層系后能夠有效釋放新井和老井產(chǎn)能。相比于細(xì)分層系前，平均單井米采液指數(shù)由1.80 m3/（d·m·MPa）提高至2.63 m3/（d·m·MPa），提高幅度為46%；米采油指數(shù)由0.25 m3/（d·m·MPa） 提高至0.49 m3/（d·m·MPa），提高幅度為96%，井組平均日產(chǎn)液量可由750 m3 提升至960 m3，在釋放各油組潛力的同時(shí)含水率下降約6%。

3.3 防砂篩管補(bǔ)貼

過篩管壓裂增產(chǎn)工藝能夠解決采油井近井地帶聚堵、砂堵問題，使采油井產(chǎn)液量逐漸恢復(fù)，但當(dāng)生產(chǎn)壓差超過一定范圍后，采油井再次出砂，導(dǎo)致液量下降，再次成為低效井。根據(jù)工藝研究，判斷該問題由樹脂陶粒固砂作用減弱引起，因此，進(jìn)行防砂篩管補(bǔ)貼作業(yè)，補(bǔ)貼方式采用新型無脹錐式膨脹服務(wù)工具并高延展性薄壁實(shí)體膨脹管。新型補(bǔ)貼技術(shù)采用徑向膨脹工藝，補(bǔ)貼過程中不會發(fā)生錯(cuò)位，補(bǔ)貼位置精確。補(bǔ)貼管采用2 mm 高性能薄壁實(shí)體管，膨脹后能夠使套管最大內(nèi)徑保留到4.75′′（1′′=2.54 cm），可滿足后續(xù)的分層生產(chǎn)及常規(guī)作業(yè)需求。以X12 井為例，進(jìn)行防砂篩管補(bǔ)貼后，結(jié)合化學(xué)驅(qū)后合理提液界限，將生產(chǎn)壓差控制在6 MPa 以下，雖然產(chǎn)液量略低于過篩管壓裂之后水平，但由于精準(zhǔn)封堵了主要出砂層位，即使是主要竄流層，含水率也低于措施前，日產(chǎn)油增加了13 m3，如圖5 所示。

4 礦場應(yīng)用實(shí)踐

通過對X 油田低效井評判界定及成因分析，近兩年針對不同類型低效井共計(jì)提出14 井次的綜合治理方案，其中，含水突升導(dǎo)致低效7 口，過篩管壓裂出砂導(dǎo)致低效3 口，地層能量下降導(dǎo)致低效4 口。截至目前，已解決因驅(qū)替不均衡及過篩管壓裂出砂低效井12 口，使油藏潛力得到有效釋放，開發(fā)生產(chǎn)形勢逐漸向好，見圖6。

綜合治理后，單井平均高峰日增油達(dá)18 m3，預(yù)測治理有效期內(nèi)將實(shí)現(xiàn)累增油21×104 m3。而對于分層系開發(fā)試驗(yàn)，由于目前X 油田在高含水階段普遍采用大段合采管柱，分層系開發(fā)所要求的開關(guān)層需要動管柱作業(yè)配合，考慮經(jīng)濟(jì)效益，后續(xù)建議結(jié)合油價(jià)變化趨勢、作業(yè)技術(shù)優(yōu)化、生產(chǎn)成本集約情況優(yōu)先實(shí)施。

5 結(jié)論

1）通過對渤海X 油田低效井成因分析，總結(jié)導(dǎo)致采油井低效的主要因素有驅(qū)替不均衡、地層能量下降及過篩管壓裂出砂。通過剖析不同類型低效井面臨問題提出了相應(yīng)的治理方案。

2）基于低效井成因分析，提出了高驅(qū)替倍數(shù)下剩余油流動系數(shù)的配注技術(shù)、化學(xué)驅(qū)后合理提液界限等區(qū)域流場調(diào)整技術(shù)、分層系開發(fā)技術(shù)和防砂篩管補(bǔ)貼等治理措施。對X 油田12 口低效井實(shí)施治理措施后，單井平均高峰日增油達(dá)18 m3，預(yù)測治理有效期內(nèi)累增油21×104 m3，效果顯著。

3）渤海X 油田“雙高”階段低效井治理研究方法及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可以為同類型海上油田低效井治理提供指導(dǎo)和借鑒。

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作者簡介

王欣然，1985 年生，男，漢族，黑龍江五常人，高級工程師，碩士，主要從事油田開發(fā)及提高采收率方面的研究工作。E-mail：wangxr7@cnooc.com.cn

王艷霞，1970 年生，女，漢族，河南汝南人，高級工程師，主要從事油藏開發(fā)相關(guān)研究及管理工作。E-mail：741407951@qq.com

王曉超，1988 年生，女，漢族，四川南充人，高級工程師，碩士，主要從事海上油田開發(fā)及提高采收率技術(shù)研究。E-mail：wangxch47@cnooc.com.cn

鄧景夫，1986 年生，男，蒙古族，內(nèi)蒙古呼倫貝爾人，高級工程師，碩士，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。E-mail：dengjf3@cnooc.com.cn

李紅英，1970 年生，女，漢族，河北武邑人，高級工程師，主要從事石油與天然氣地質(zhì)學(xué)方面的研究工作。E-mail：lihy5@cnooc.com.cn

編輯：王旭東

基金項(xiàng)目：國家科技重大專項(xiàng)（2016ZX05058 001）