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摘要：本文针对油藏低产井的成因分析，从井的静态特征到开发历史综合分析低产低效井的成因，运用压裂、转注、堵水、关井、调剖等综合工艺技术措施对低产低效井进行治理，并运用经济评价手段对低产低效井的治理进行评价，初步形成了一套低产低效井治理办法。同时根据油田开发实际，不断调整完善，使低产井产能得以持续提高。采用低产井有杆泵高效举升配套工艺技术既解决了“大马拉小车”的问题，又充分利用了能源，达到了节能降耗和防偏减磨的目的，促进了采收率的提高。（2）配套工艺技术在低产井中应用良好，在加深泵挂的同时，采取有效的防偏磨油井治理措施，提高了泵效，延长了油井免修期。
关键词：油藏;低产井;成因分析;综合技术措施;产能提高;调整完善
1油田开发概况
本文对研究油藏低产井的成因进行分析，从井的静态特征到开发历史综合分析低产低效井的成因，运用压裂、转注、堵水、关井、调剖等综合技术措施对低产低效井进行治理，并运用经济评价手段对低产低效井的治理进行评价，初步形成了一套低产低效井治理办法。同时根据油田开发实际，不断调整完善，使低产井产能得以持续提高。目前油井平均日产液1532m3，平均日产油918t，综合含水33.1%，注水井平均日注水量6014m3， 月注采比3.46，地质储量采出程度14.84%。
2 低产井成因分析
（1）储层相对较差，有效驱替系统难以有效建立。从位置上来看，本文研究的这片区域，之所以出现这么多低产井，是因为油藏处于河道的分流间湾区，这部分区域的油藏属于隔夹层状态，物性非常差，砂体更是呈现出非常明显的非均质性，直接影响就是降低了能量传递的效率以及范围，导致油田开采非常困难，后期油井也大多数变成了所说的低产井。
（2）注水井层间矛盾突出，吸水状况差，导致油井产量低。由于沉积非常严重，该区域内的储层剖面出现了明显的非均质化现象，导致剖面上产生了极大的梯度，不同储层之间有着明显的矛盾，而由于低渗透效果，油藏要想开采需要很大压力，导致吸水和产液都非常困难，这就是大多数油井成为低产井的一个重要原因。653、53+2合注井层间、层内出现了明显的矛盾。统计2012-2016年测吸水剖面52口井单层不吸水，占比26.7%。
（3）地层堵塞产降低产。由于早期为了提升该区域的油田开发效率。大量采用了注水开发的方案，最终导致在开采的过程中，大量沥青质沉积在其中，结垢也为地层造成了非常严重的堵塞，此外就是微粒运移的情况也逐渐出现，地应力也随之发生着变化，这些原因共同造成了该区域内大多数井成为低产井的局面。
3治理技術与效果评价
3.1坚持分区域精细注采调控
根据油藏开发阶段、开发形势及井组生产动态，坚持以注水井为中心的井组动态分析调整，及时调整注水技术政策，合理优化注采结构，保障油田稳产。2016年调整80井次，调整水量274m3，对应油井269口，见效78口，日增液11.6m3，日增油14.5t，累计增油2406t，降递减0.358%。
3.2深挖油井措施，提高单井产量
措施选井重点以低产低效井为重点，对低产井、堵塞井、高含水井进行排查，根据低产原因，合理采取酸化解堵、油井堵水、压裂等治理措施。
（1）酸化解堵。选井依据：①有明显注水见效过程，产量突降，含水无变化累计采出程度相对较低，表皮系数解释为正值;②有明显注水见效过程，产量突降，含水上升;液量下降，低含水累计采出程度高，试井解释表皮系数解释为正值;治理效果：2014-2016年累计实施酸化解堵治理60口（其中酸化38口、暂堵酸化22口），酸化后整体含水上升，平均单井日增油1.51t，累计增油10043t;暂堵酸化控水稳油效果较好，措施后平均含水下降10.1%，平均单井日增油2.24t，累计增油7714t。
（2）水淹井堵水。选井依据：高含水采油期短，暴性水淹井。治理效果：2011-2016年累计实施12口，平均生产天数865天，累计增油12476t。
（3）低产井压裂。选井依据：期产量高，产量迅速下降后长期低产低效，多次常规措施，提液效果变差。试井解释有效渗透率低，探测半径小，表皮系数解释为负值，地层显示无污染。治理效果：2014-2016年累计实施酸化解堵治理111井次（其中重复压裂85井次，平均单井日增油1.71t，累计增油27276t;暂堵压裂15井次，平均单井日增油1.28t，累计增油3176t;混合水压裂13井次平均单井日增油1.10t，累计增油1500t）。
（4）水淹井堵水。选井依据：高含水采油期短，暴性水淹井。治理效果：2011-2016年累计实施12口，平均生产天数865天，累计增油12476t。
（5） 新工艺-高含水低产井暂堵剂堵水。选井依据：孔隙型见水井，长期高液量、高含水生产，为降低油井含水，恢复油井产能。措施效果：2016年针对油藏中部高含水高液量井实施暂堵剂堵水试验，措施后液5.22↑10.05m3，含水78%↓69.1%，日增油1.0t，累计增油68.9t。
（6）新工艺-水溶性暂堵剂暂堵压裂。选井依据：主向裂缝型见水或高渗带见水井，采用水溶性暂堵剂（承压40MPa）封堵高渗带或裂缝后，实施压裂，压裂压力在40MPa以内，能有效开启新缝。措施效果：2016年实施3口，日增液量15.19m3，日增油6.2t，累计增油1904t，措施后含水稳定，措施效果相对较好。
4结论与建议
目前随着开发的不断深入，日产液低的井数逐年增多，泵效低、杆管偏磨突出是该类油井面临的主要问题。常规抽油泵由于受泵的结构及加工技术的限制，泵径不能做得更小，排量与油井供液不匹配;同时，抽油泵的下泵深度又受到泵径的限制，导致抽油系统供、排油不协调，“大马拉小车”的问题突出。如何有效地挖掘该类油井的潜力，使油井的产量与开采设备、生产参数处于最佳匹配状态，达到低能高产的目标是当前开发生产工作的重点。
（1）要想将低产井的产量提升上来，就要明确注水井的核心地位，在治理中还要明确油藏才是要进行改善的单元，这样才能逐渐在治理中形成规模效益，并将该区域的油藏开发效果提升上来，改良目前低产井影响油藏开采的局面。
（2）能量的提升才是恢复产量的关键点，但在能量的问题解决后，还应该采取一些提升单井产量的手段。
（3）对研究油藏，注水井区域性化堵治理，能有效提升水驱效率，提高单井产量。
（4）暂堵酸化工艺需进一步优化，根据现场施工情况调整暂堵剂用量，“小排量、低浓度、多段塞、大剂量、高压力”的施工效果更好。
（5）新工艺（暂堵剂堵水、水溶性暂堵剂暂堵压裂）有待进一步推广，系统评价适应性。
参考文献：
[1]王贵文，张彬，陈勇，etal.油藏水驱后储层特征变化研究及应用[J].石油化工应用，2016（12）.
关键词：油藏;低产井;成因分析;综合技术措施;产能提高;调整完善
1油田开发概况
本文对研究油藏低产井的成因进行分析，从井的静态特征到开发历史综合分析低产低效井的成因，运用压裂、转注、堵水、关井、调剖等综合技术措施对低产低效井进行治理，并运用经济评价手段对低产低效井的治理进行评价，初步形成了一套低产低效井治理办法。同时根据油田开发实际，不断调整完善，使低产井产能得以持续提高。目前油井平均日产液1532m3，平均日产油918t，综合含水33.1%，注水井平均日注水量6014m3， 月注采比3.46，地质储量采出程度14.84%。
2 低产井成因分析
（1）储层相对较差，有效驱替系统难以有效建立。从位置上来看，本文研究的这片区域，之所以出现这么多低产井，是因为油藏处于河道的分流间湾区，这部分区域的油藏属于隔夹层状态，物性非常差，砂体更是呈现出非常明显的非均质性，直接影响就是降低了能量传递的效率以及范围，导致油田开采非常困难，后期油井也大多数变成了所说的低产井。
（2）注水井层间矛盾突出，吸水状况差，导致油井产量低。由于沉积非常严重，该区域内的储层剖面出现了明显的非均质化现象，导致剖面上产生了极大的梯度，不同储层之间有着明显的矛盾，而由于低渗透效果，油藏要想开采需要很大压力，导致吸水和产液都非常困难，这就是大多数油井成为低产井的一个重要原因。653、53+2合注井层间、层内出现了明显的矛盾。统计2012-2016年测吸水剖面52口井单层不吸水，占比26.7%。
（3）地层堵塞产降低产。由于早期为了提升该区域的油田开发效率。大量采用了注水开发的方案，最终导致在开采的过程中，大量沥青质沉积在其中，结垢也为地层造成了非常严重的堵塞，此外就是微粒运移的情况也逐渐出现，地应力也随之发生着变化，这些原因共同造成了该区域内大多数井成为低产井的局面。
3治理技術与效果评价
3.1坚持分区域精细注采调控
根据油藏开发阶段、开发形势及井组生产动态，坚持以注水井为中心的井组动态分析调整，及时调整注水技术政策，合理优化注采结构，保障油田稳产。2016年调整80井次，调整水量274m3，对应油井269口，见效78口，日增液11.6m3，日增油14.5t，累计增油2406t，降递减0.358%。
3.2深挖油井措施，提高单井产量
措施选井重点以低产低效井为重点，对低产井、堵塞井、高含水井进行排查，根据低产原因，合理采取酸化解堵、油井堵水、压裂等治理措施。
（1）酸化解堵。选井依据：①有明显注水见效过程，产量突降，含水无变化累计采出程度相对较低，表皮系数解释为正值;②有明显注水见效过程，产量突降，含水上升;液量下降，低含水累计采出程度高，试井解释表皮系数解释为正值;治理效果：2014-2016年累计实施酸化解堵治理60口（其中酸化38口、暂堵酸化22口），酸化后整体含水上升，平均单井日增油1.51t，累计增油10043t;暂堵酸化控水稳油效果较好，措施后平均含水下降10.1%，平均单井日增油2.24t，累计增油7714t。
（2）水淹井堵水。选井依据：高含水采油期短，暴性水淹井。治理效果：2011-2016年累计实施12口，平均生产天数865天，累计增油12476t。
（3）低产井压裂。选井依据：期产量高，产量迅速下降后长期低产低效，多次常规措施，提液效果变差。试井解释有效渗透率低，探测半径小，表皮系数解释为负值，地层显示无污染。治理效果：2014-2016年累计实施酸化解堵治理111井次（其中重复压裂85井次，平均单井日增油1.71t，累计增油27276t;暂堵压裂15井次，平均单井日增油1.28t，累计增油3176t;混合水压裂13井次平均单井日增油1.10t，累计增油1500t）。
（4）水淹井堵水。选井依据：高含水采油期短，暴性水淹井。治理效果：2011-2016年累计实施12口，平均生产天数865天，累计增油12476t。
（5） 新工艺-高含水低产井暂堵剂堵水。选井依据：孔隙型见水井，长期高液量、高含水生产，为降低油井含水，恢复油井产能。措施效果：2016年针对油藏中部高含水高液量井实施暂堵剂堵水试验，措施后液5.22↑10.05m3，含水78%↓69.1%，日增油1.0t，累计增油68.9t。
（6）新工艺-水溶性暂堵剂暂堵压裂。选井依据：主向裂缝型见水或高渗带见水井，采用水溶性暂堵剂（承压40MPa）封堵高渗带或裂缝后，实施压裂，压裂压力在40MPa以内，能有效开启新缝。措施效果：2016年实施3口，日增液量15.19m3，日增油6.2t，累计增油1904t，措施后含水稳定，措施效果相对较好。
4结论与建议
目前随着开发的不断深入，日产液低的井数逐年增多，泵效低、杆管偏磨突出是该类油井面临的主要问题。常规抽油泵由于受泵的结构及加工技术的限制，泵径不能做得更小，排量与油井供液不匹配;同时，抽油泵的下泵深度又受到泵径的限制，导致抽油系统供、排油不协调，“大马拉小车”的问题突出。如何有效地挖掘该类油井的潜力，使油井的产量与开采设备、生产参数处于最佳匹配状态，达到低能高产的目标是当前开发生产工作的重点。
（1）要想将低产井的产量提升上来，就要明确注水井的核心地位，在治理中还要明确油藏才是要进行改善的单元，这样才能逐渐在治理中形成规模效益，并将该区域的油藏开发效果提升上来，改良目前低产井影响油藏开采的局面。
（2）能量的提升才是恢复产量的关键点，但在能量的问题解决后，还应该采取一些提升单井产量的手段。
（3）对研究油藏，注水井区域性化堵治理，能有效提升水驱效率，提高单井产量。
（4）暂堵酸化工艺需进一步优化，根据现场施工情况调整暂堵剂用量，“小排量、低浓度、多段塞、大剂量、高压力”的施工效果更好。
（5）新工艺（暂堵剂堵水、水溶性暂堵剂暂堵压裂）有待进一步推广，系统评价适应性。
参考文献：
[1]王贵文，张彬，陈勇，etal.油藏水驱后储层特征变化研究及应用[J].石油化工应用，2016（12）.