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[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：TE35 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）29-0001-01
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，地層平均压降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%。截止2010年底投产油井707口，开井453口，日产液水平10323t/d，日产油水平1704t/d，综合含水83.5%，采油速度0.7%，累积产油1293.84t，采出程度16.7%，可采储量的采出程度75.8%，剩余可采储量的采油速度18.1%，储采比5.5。低产低效井比例达到22.7%，是个典型的低效稠油开采区块。
二、低产低效井成因分析
1、地质因素分析
（1）砂体平面非均质性与低产低效井的关系。
从该区砂体沉积类型可以看出，不稳定型席状砂体所占比例最高达到63.74%，通过分析我们发现砂体形态越复杂，平面非均质性越严重，水驱阻力越大，油水井间的渗流特性差异越大，油井受效越差，越容易形成低产低效井。
（2）构造、断层因素与低产低效井的关系
从微幅度构造图分析，如果油井处于构造高点，由于重力作用，注入水推进速度相对较慢，导致油井受效差，易形成低产低效井；从断层面图上分析，由于受断层的遮挡，注水方向单一，连通不好或不连通，也会造成单层注采关系不完善，产生低产低效井。
（3）单砂层注采关系完善程度与低产低效井的关系
通过分析油水井射孔对应状况，分析是否存在有采无注或无注无采；分析油水井射孔层位性质，是否存在薄注厚采或低注高采现象，这两方面的存在都会产生低产低效井。
（4）注采井距适应性与低产低效井的关系
实验证明，在驱动压差13MPa的情况下，不同沉积相的储层动用程度受注采井距的影响，外前缘IV类表外储层注采井距要达到109m才能动用；外前缘III类表外储层注采井距要达到193m才能动用；外前缘II类表外储层动用注采井距为300m，外前缘I类表外储层动用注采井距为350m，因此，如果注采井距过大，水驱阻力大，压力传导慢，油层动用所需的注采压差大，导致油井受效差或不受效，易形成低产低效井。
2、开发因素分析
（1）注水或注气质量与低产低效井的关系
注水或注气井投注后严格按照开发方案注好水或气是避免出现低产低效井的关键因素。
（2）油层物性与低产低效井的关系
由于油层物性差，渗透率低，导致压力传导慢，油井见效慢。其次由于注入水质、钻井、射孔及作业施工过程中对油层的污染，导致杂质堵塞油层，很容易造成水井低注、油井低产。
（3）套损状况与低产低效井的关系
注水井套变后，从防套变的角度出发，将本井或邻井同层位停注加之部分陪停层，势必影响到周围油井的供液；采油井浅部套变后，须上提泵挂；低产井套变后由于无法采取措施，同样会影响到油井产液，因此油水井的套损也是导致低产低效井的又一主要因素。
（4）储量动用程度与低产低效井的关系
由于二次井投产时，大部分采用了限流压裂的完井方式，投产初期产能较高，采油速度快，导致部分井采出程度达到或接近水驱开采极限而出现低产低效井。
三、低产低效井综合治理对策及实施效果
依据不同类型的低产低效井，结合目前的开发工艺状况，有针对性的确定了综合治理对策并组织实施。
1、以滨南油田为例
（1）针对油层低渗、后期堵塞的低产低效井，针对不同区块、不同堵塞方式，先后采取酸化压裂等工艺技术，改善油层渗流条件，提高油层动用程度。
（2）针对由于射开厚度小、油水井射孔对应性差的低产低效井，通过补孔来完善注采关系。
（3）针对注采不完善的低效井，采取油井转注、水井酸化压裂增压注水等措施，提高水驱控制程度进行治理。
通过上述治理工作，该地区成功治理低产低效井20口，平均单井日增油1.5t，累计增油5000吨。有效挖掘了剩余油潜力，提高了储量动用程度。
2、以单家寺稠油为例
针对目前稠油井低产低效原因多，治理难度加大的现状，通过油井油层潜力分析，将低效井按照低效主要原因分类管理，研究讨论低效井治理对策，开展稠油低效井作业、注汽、生产三位一体化治理，并将摸索总结出的经验，整理归纳，形成有稠油特色的低效井一体化治理长效机制，精细油井管理，改善稠油低效井生产效果，挖潜增效，提高稠油井经济效益。
（1）筹备低产低效油井分析会，认真分析总结目前单家寺稠油低效生产的主要原因，分类讨论分析，并形成制度化，实现低效分析原因分类科学化。
（2）对讨论分析有治理潜力的低效井开展转周优化、注汽优化、措施优化，制定从作业、注汽到生产的三位一体化措施。
（3）优选低效治理井实施措施，并全方位跟踪实施效果，对治理效果不明显的井及时调整措施方案，将低效油井纳入日常重点生产管理工作中。
通过建立稠油低效井一体化治理长效机制，完善低效井资料分析台账，实现了资源共享，并将低效油井纳入重点生产管理，确保了三矿原油生产的平稳运行，稠油低效井一体化治理已在采油系统全面展开，取得明显的阶段效果。截止目前，先后对49口井进行低效分析，其中42口井实施了不同程度的低效井治理，累计增油3520吨。
四、结论及认识
1、油田开发矛盾在不断转化，储量动用状况在不断转变，在治理低产低效井上要因势利导，把治理低产低效井与提高油田采收率和改善开发效果有机地结合起来。
2、保持完善的注采系统，建立有效的油层注采驱动关系，是以薄差层为开采对象的低产低效井能否得到治理并长期高效开发的基础。
3、低产低效井的成因是多面性的，对低效井的治理，我们应遵循“既要有效果，又要见效益”的原则，采取“整体部署、分类研究、分批治理”的方法，综合应用现有工艺技术对低产低效井进行治理。
参考文献
[1] 《采油与注水》—沈琛、沈秀通主编，蒋贤儒、彭仁田副主编，石油大学出版社.
[关键词]低产低效、稠油、地质因素、开发因素
中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）29-0001-01
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，地層平均压降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%。截止2010年底投产油井707口，开井453口，日产液水平10323t/d，日产油水平1704t/d，综合含水83.5%，采油速度0.7%，累积产油1293.84t，采出程度16.7%，可采储量的采出程度75.8%，剩余可采储量的采油速度18.1%，储采比5.5。低产低效井比例达到22.7%，是个典型的低效稠油开采区块。
二、低产低效井成因分析
1、地质因素分析
（1）砂体平面非均质性与低产低效井的关系。
从该区砂体沉积类型可以看出，不稳定型席状砂体所占比例最高达到63.74%，通过分析我们发现砂体形态越复杂，平面非均质性越严重，水驱阻力越大，油水井间的渗流特性差异越大，油井受效越差，越容易形成低产低效井。
（2）构造、断层因素与低产低效井的关系
从微幅度构造图分析，如果油井处于构造高点，由于重力作用，注入水推进速度相对较慢，导致油井受效差，易形成低产低效井；从断层面图上分析，由于受断层的遮挡，注水方向单一，连通不好或不连通，也会造成单层注采关系不完善，产生低产低效井。
（3）单砂层注采关系完善程度与低产低效井的关系
通过分析油水井射孔对应状况，分析是否存在有采无注或无注无采；分析油水井射孔层位性质，是否存在薄注厚采或低注高采现象，这两方面的存在都会产生低产低效井。
（4）注采井距适应性与低产低效井的关系
实验证明，在驱动压差13MPa的情况下，不同沉积相的储层动用程度受注采井距的影响，外前缘IV类表外储层注采井距要达到109m才能动用；外前缘III类表外储层注采井距要达到193m才能动用；外前缘II类表外储层动用注采井距为300m，外前缘I类表外储层动用注采井距为350m，因此，如果注采井距过大，水驱阻力大，压力传导慢，油层动用所需的注采压差大，导致油井受效差或不受效，易形成低产低效井。
2、开发因素分析
（1）注水或注气质量与低产低效井的关系
注水或注气井投注后严格按照开发方案注好水或气是避免出现低产低效井的关键因素。
（2）油层物性与低产低效井的关系
由于油层物性差，渗透率低，导致压力传导慢，油井见效慢。其次由于注入水质、钻井、射孔及作业施工过程中对油层的污染，导致杂质堵塞油层，很容易造成水井低注、油井低产。
（3）套损状况与低产低效井的关系
注水井套变后，从防套变的角度出发，将本井或邻井同层位停注加之部分陪停层，势必影响到周围油井的供液；采油井浅部套变后，须上提泵挂；低产井套变后由于无法采取措施，同样会影响到油井产液，因此油水井的套损也是导致低产低效井的又一主要因素。
（4）储量动用程度与低产低效井的关系
由于二次井投产时，大部分采用了限流压裂的完井方式，投产初期产能较高，采油速度快，导致部分井采出程度达到或接近水驱开采极限而出现低产低效井。
三、低产低效井综合治理对策及实施效果
依据不同类型的低产低效井，结合目前的开发工艺状况，有针对性的确定了综合治理对策并组织实施。
1、以滨南油田为例
（1）针对油层低渗、后期堵塞的低产低效井，针对不同区块、不同堵塞方式，先后采取酸化压裂等工艺技术，改善油层渗流条件，提高油层动用程度。
（2）针对由于射开厚度小、油水井射孔对应性差的低产低效井，通过补孔来完善注采关系。
（3）针对注采不完善的低效井，采取油井转注、水井酸化压裂增压注水等措施，提高水驱控制程度进行治理。
通过上述治理工作，该地区成功治理低产低效井20口，平均单井日增油1.5t，累计增油5000吨。有效挖掘了剩余油潜力，提高了储量动用程度。
2、以单家寺稠油为例
针对目前稠油井低产低效原因多，治理难度加大的现状，通过油井油层潜力分析，将低效井按照低效主要原因分类管理，研究讨论低效井治理对策，开展稠油低效井作业、注汽、生产三位一体化治理，并将摸索总结出的经验，整理归纳，形成有稠油特色的低效井一体化治理长效机制，精细油井管理，改善稠油低效井生产效果，挖潜增效，提高稠油井经济效益。
（1）筹备低产低效油井分析会，认真分析总结目前单家寺稠油低效生产的主要原因，分类讨论分析，并形成制度化，实现低效分析原因分类科学化。
（2）对讨论分析有治理潜力的低效井开展转周优化、注汽优化、措施优化，制定从作业、注汽到生产的三位一体化措施。
（3）优选低效治理井实施措施，并全方位跟踪实施效果，对治理效果不明显的井及时调整措施方案，将低效油井纳入日常重点生产管理工作中。
通过建立稠油低效井一体化治理长效机制，完善低效井资料分析台账，实现了资源共享，并将低效油井纳入重点生产管理，确保了三矿原油生产的平稳运行，稠油低效井一体化治理已在采油系统全面展开，取得明显的阶段效果。截止目前，先后对49口井进行低效分析，其中42口井实施了不同程度的低效井治理，累计增油3520吨。
四、结论及认识
1、油田开发矛盾在不断转化，储量动用状况在不断转变，在治理低产低效井上要因势利导，把治理低产低效井与提高油田采收率和改善开发效果有机地结合起来。
2、保持完善的注采系统，建立有效的油层注采驱动关系，是以薄差层为开采对象的低产低效井能否得到治理并长期高效开发的基础。
3、低产低效井的成因是多面性的，对低效井的治理，我们应遵循“既要有效果，又要见效益”的原则，采取“整体部署、分类研究、分批治理”的方法，综合应用现有工艺技术对低产低效井进行治理。
参考文献
[1] 《采油与注水》—沈琛、沈秀通主编，蒋贤儒、彭仁田副主编，石油大学出版社.