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摘 要：八面河油田历经二十多年的勘探开发，受资源条件限制，开采难度越来越大。随着开发时间的延续，低效生产井越来越多。研究从低效井的分类入手，重点剖析造成油井低效的原因，探讨提高低效井开发效果的技术对策，对进一步提高低效井开发效果，具有一定的指导作用。
关键词：低效井 治理 技术 对策
采油一区所辖管的面四区构造位于八面河断裂构造带的中部，北邻面2区，南接面12区（见图1）。探明含油面积10.5km2，石油地质储量2649×104t。采收率17.6% 可采储量为466×104t。平面上分为面3块、面4块、面5块，纵向上分为沙三上、沙三中、沙四三套层系，共九个开发单元。平面上由北到南油层埋藏深度逐渐变浅，储层物性变差，原油性质变稠，纵向上由下至上原油粘度逐渐变大，储层物性变好。
目前全区油井开井275口，平均单井日产油1.4t，综合含水94.4%，年产油80kt。随着油田开发规模的不断扩大，优质储量的不断动用，油田注水系统不能及时配套等，使得目前稳产增产举步维艰，单井产量下降、生产成本增加，已成为困扰油田开发的主要痼疾。如何提高低产无效益井的开发效益，是目前八面河油田开发最迫切、最实际的技术难题。
1 低效井的界定、特点及成因分析
1.1 八面河油田低效井的界定
目前八面河油田的平均單井日产油量为1.8吨，因此我们将实施治理的低效油井界定为日产油量≤1吨的油井。
1.2 采油一区低效井的分布及特点
依据以上界定，采油一区目前有低效井157口，占总开井数的44% 。主要分布在面3块沙四段、面4块沙三上、面4块沙四段。且具有共同的特点：地层供液能力严重不足，产量低，泵效低，抽油设备系统效率低，能源损耗大，或者是属于高液量特高含水开采，采油生产成本高，属亏损经营。
1.3 低效油井成因分析
1.3.1自然低效井。部分开发单元进入开发中后期，到了特高含水期后，随着油井含水率的不断升高，水油比急剧增大，油井含水大幅度上升，产量急剧下降，不断形成特高含水低效井。
1.3.2油层出细粉砂，采取防砂措施，导致油井低产低液。
1.3.3原油粘度高，油层流体性质差，水驱冷采油井出现低产。
按稠油分类标准面3块沙四段东部井区属普通稠油Ⅱ类油藏，而目前我们采用的水驱冷采开发油井出现。
1.3.4油層物性差、渗流能力低是导致油井产量低的主要原因。
1.3.5近井地带污染严重或堵塞，造成油井生产水平降低。
2 提高低效井开发效果的技术对策
低效井的治理采取的方法有：注采动态调整、井网调整、措施改造、开采工艺调整等方法，来达到改善油井低效开采状况。根据目前八面河油田实际生产状况，细化综合地质研究，是治理低效井的根本；及时注采完善，是提高低效区块、低效井组开发效果的有效手段；强化两个剖面的调整和注水动态调整，努力稳油控水；优化措施方案，努力提高单井产量，搞好工艺配套和工作制度的优化。
2.1 措施改造，提高单井产量
2.1.1 高压充填，均衡能量分布对于储层条件较好、地层能量保持较高、但地层堵塞的油井实施高压充填改造，提高单井产量。
2.1.2 查层补孔，提高采出程度通过对八面河油田油层复查和剩余油分布研究和挖潜工作，实施查层补孔技术，使一些无效生产井转换为效益生产井。
2.1.3 老井复查，恢复报废生产能力利用现有的工艺技术对报废井展开复查工作，使得报废井复活，提高老区产量。
2.1.4 热采措施，改变开发方式面3块沙四段2砂组东部区域油稠，平均原油粘度达到5395mPa.s，属普通稠油Ⅱ类油藏，我们认为下步可改变开发方式，水驱开发转热采试验。
2.1.5 酸化措施，改善有效渗透率2012年针对动态上表现为低液量、高含水，地层能量保持水平较好的油井，分析认为是由于油层的有效渗流通道堵塞造成的，对于这些油井进行酸化解堵措施。
2.2 加强油田注水，保持地层能量
加强注水工作，重要内容是加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况时刻保持最佳状态面4区依据油藏动态反应，对全区油藏的注采井网和注采关系进行了较大规模的完善和调整，水驱状况明显好转，形成了高产稳产的良好开发形势。注采关系的调整包括以下内容：
2.2.1不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度。
2.2.2调整注采关系，谋求注采平衡。根据不同油藏开发技术政策结合油井生产动态，不断精细平面注水调整，对低产区加强注水。
2.2.3改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的井层，采取补孔，措施增注等措施，改善其吸水状况，具体做法：对因注水压力升高无法达到地质配注要求的水井实施降压增注措施；对多段射开、存在一段或多段不吸水；或吸水为尖峰指状的注水井实施酸化调剖；因储层物性差等原因对新投注水井达不到地质配注的实施酸化或压裂。
2.3 优化工艺配套实现经济效益最大化
从提高低效井的开发效益来看，除前面提高产量对策外，还应包括经济对策，既提高经济效益。具体从以下几方面实施：
2.3.1 小泵深抽配套，重点对象是低渗透油藏八面河油田面四区经过二十多年的高速开发，由于注采系统不够完善，地下亏空越来越严重，地层能量下降，平均动液面逐年降低，因此用常规的泵挂深度抽油已无法保证抽油井正常生产，必须应用小泵深抽配套工艺技术，提高泵效。
2.3.2 降低成本，使部分低效井成为经济有效的开发井降成本就是增效益，精打细算，细化各项采油成本的投入，是企业发展的必经之路。
2.3.3减少躺井，提高时率减少躺井能够达到增加效益的目的，提高时率能够达到效益的最大化。对出砂、油稠、结蜡井制定“一井一策”制度，加强管理，防止意外躺井；对异常井通过碰泵、洗井、调参等工作细化落实，减少不必要的作业；对失效井做工作无效的、立即上作业，根据地面地下情况优化三抽参数，做到产量、能耗和检泵周期的综合优化。
2.3.4 优化工作制度及时做好油水井工程分析和动态分析，对参数不合理区域及时作出调整，包括对低效井实施间开和关、停、转。
3 结论和建议
（1）在油田开发中，低产无效井不可避免地将长期存在，并在很大程度上影响油田的整体开发效益。但在实践当中，通过不断摸索、验证，将一部分低产无效益生产井转为有效益生产井获高产井是可能的。
（2）完善注采井网和注采剖面、强化油田注水、保持地层压力水平，是遏制低产无效井的关键，是提高单井产量和开发效益的基础和前提。
（3）在目前，预充填、拔绕、酸化、补孔改造仍是提高油井产量的有效手段，通过这些手段改造可使原来的低效无效井转变为有效井，个别低产井还可以成为高产井。
（4）从经济角度考虑，应合理工艺配套和工作制度优化，确保效益最大化。
关键词：低效井 治理 技术 对策
采油一区所辖管的面四区构造位于八面河断裂构造带的中部，北邻面2区，南接面12区（见图1）。探明含油面积10.5km2，石油地质储量2649×104t。采收率17.6% 可采储量为466×104t。平面上分为面3块、面4块、面5块，纵向上分为沙三上、沙三中、沙四三套层系，共九个开发单元。平面上由北到南油层埋藏深度逐渐变浅，储层物性变差，原油性质变稠，纵向上由下至上原油粘度逐渐变大，储层物性变好。
目前全区油井开井275口，平均单井日产油1.4t，综合含水94.4%，年产油80kt。随着油田开发规模的不断扩大，优质储量的不断动用，油田注水系统不能及时配套等，使得目前稳产增产举步维艰，单井产量下降、生产成本增加，已成为困扰油田开发的主要痼疾。如何提高低产无效益井的开发效益，是目前八面河油田开发最迫切、最实际的技术难题。
1 低效井的界定、特点及成因分析
1.1 八面河油田低效井的界定
目前八面河油田的平均單井日产油量为1.8吨，因此我们将实施治理的低效油井界定为日产油量≤1吨的油井。
1.2 采油一区低效井的分布及特点
依据以上界定，采油一区目前有低效井157口，占总开井数的44% 。主要分布在面3块沙四段、面4块沙三上、面4块沙四段。且具有共同的特点：地层供液能力严重不足，产量低，泵效低，抽油设备系统效率低，能源损耗大，或者是属于高液量特高含水开采，采油生产成本高，属亏损经营。
1.3 低效油井成因分析
1.3.1自然低效井。部分开发单元进入开发中后期，到了特高含水期后，随着油井含水率的不断升高，水油比急剧增大，油井含水大幅度上升，产量急剧下降，不断形成特高含水低效井。
1.3.2油层出细粉砂，采取防砂措施，导致油井低产低液。
1.3.3原油粘度高，油层流体性质差，水驱冷采油井出现低产。
按稠油分类标准面3块沙四段东部井区属普通稠油Ⅱ类油藏，而目前我们采用的水驱冷采开发油井出现。
1.3.4油層物性差、渗流能力低是导致油井产量低的主要原因。
1.3.5近井地带污染严重或堵塞，造成油井生产水平降低。
2 提高低效井开发效果的技术对策
低效井的治理采取的方法有：注采动态调整、井网调整、措施改造、开采工艺调整等方法，来达到改善油井低效开采状况。根据目前八面河油田实际生产状况，细化综合地质研究，是治理低效井的根本；及时注采完善，是提高低效区块、低效井组开发效果的有效手段；强化两个剖面的调整和注水动态调整，努力稳油控水；优化措施方案，努力提高单井产量，搞好工艺配套和工作制度的优化。
2.1 措施改造，提高单井产量
2.1.1 高压充填，均衡能量分布对于储层条件较好、地层能量保持较高、但地层堵塞的油井实施高压充填改造，提高单井产量。
2.1.2 查层补孔，提高采出程度通过对八面河油田油层复查和剩余油分布研究和挖潜工作，实施查层补孔技术，使一些无效生产井转换为效益生产井。
2.1.3 老井复查，恢复报废生产能力利用现有的工艺技术对报废井展开复查工作，使得报废井复活，提高老区产量。
2.1.4 热采措施，改变开发方式面3块沙四段2砂组东部区域油稠，平均原油粘度达到5395mPa.s，属普通稠油Ⅱ类油藏，我们认为下步可改变开发方式，水驱开发转热采试验。
2.1.5 酸化措施，改善有效渗透率2012年针对动态上表现为低液量、高含水，地层能量保持水平较好的油井，分析认为是由于油层的有效渗流通道堵塞造成的，对于这些油井进行酸化解堵措施。
2.2 加强油田注水，保持地层能量
加强注水工作，重要内容是加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况时刻保持最佳状态面4区依据油藏动态反应，对全区油藏的注采井网和注采关系进行了较大规模的完善和调整，水驱状况明显好转，形成了高产稳产的良好开发形势。注采关系的调整包括以下内容：
2.2.1不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度。
2.2.2调整注采关系，谋求注采平衡。根据不同油藏开发技术政策结合油井生产动态，不断精细平面注水调整，对低产区加强注水。
2.2.3改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的井层，采取补孔，措施增注等措施，改善其吸水状况，具体做法：对因注水压力升高无法达到地质配注要求的水井实施降压增注措施；对多段射开、存在一段或多段不吸水；或吸水为尖峰指状的注水井实施酸化调剖；因储层物性差等原因对新投注水井达不到地质配注的实施酸化或压裂。
2.3 优化工艺配套实现经济效益最大化
从提高低效井的开发效益来看，除前面提高产量对策外，还应包括经济对策，既提高经济效益。具体从以下几方面实施：
2.3.1 小泵深抽配套，重点对象是低渗透油藏八面河油田面四区经过二十多年的高速开发，由于注采系统不够完善，地下亏空越来越严重，地层能量下降，平均动液面逐年降低，因此用常规的泵挂深度抽油已无法保证抽油井正常生产，必须应用小泵深抽配套工艺技术，提高泵效。
2.3.2 降低成本，使部分低效井成为经济有效的开发井降成本就是增效益，精打细算，细化各项采油成本的投入，是企业发展的必经之路。
2.3.3减少躺井，提高时率减少躺井能够达到增加效益的目的，提高时率能够达到效益的最大化。对出砂、油稠、结蜡井制定“一井一策”制度，加强管理，防止意外躺井；对异常井通过碰泵、洗井、调参等工作细化落实，减少不必要的作业；对失效井做工作无效的、立即上作业，根据地面地下情况优化三抽参数，做到产量、能耗和检泵周期的综合优化。
2.3.4 优化工作制度及时做好油水井工程分析和动态分析，对参数不合理区域及时作出调整，包括对低效井实施间开和关、停、转。
3 结论和建议
（1）在油田开发中，低产无效井不可避免地将长期存在，并在很大程度上影响油田的整体开发效益。但在实践当中，通过不断摸索、验证，将一部分低产无效益生产井转为有效益生产井获高产井是可能的。
（2）完善注采井网和注采剖面、强化油田注水、保持地层压力水平，是遏制低产无效井的关键，是提高单井产量和开发效益的基础和前提。
（3）在目前，预充填、拔绕、酸化、补孔改造仍是提高油井产量的有效手段，通过这些手段改造可使原来的低效无效井转变为有效井，个别低产井还可以成为高产井。
（4）从经济角度考虑，应合理工艺配套和工作制度优化，确保效益最大化。