駱毅 齊琪 王濤
【摘 要】受低油價(jià),開發(fā)管理難度加大形勢(shì)影響,降成本,促高效成為提質(zhì)提效技術(shù)關(guān)鍵。孤島油田東區(qū)北注聚項(xiàng)目,利用正注聚見效增油時(shí)機(jī),加大油藏認(rèn)識(shí)和剩余油研究,通過開發(fā)規(guī)劃、優(yōu)化投入、平面及縱向攻關(guān)接替等綜合調(diào)整,實(shí)施分井組優(yōu)化和異常井治理兩大技術(shù),提高了噸聚增油,實(shí)現(xiàn)了穩(wěn)效長(zhǎng)效。
【關(guān)鍵詞】化學(xué)驅(qū);噸聚增油;注采調(diào)整;提質(zhì)提效
東區(qū)北Ng3-4單元位于孤島披覆背斜構(gòu)造的東翼北部,西與中二區(qū)、東與東區(qū)東Ng3稠油單元相鄰,為人為劃分的開發(fā)單元,構(gòu)造簡(jiǎn)單平緩。開發(fā)層系為Ng3-4砂層組,共劃分為9個(gè)獨(dú)立的小層,全區(qū)含油面積4.1km2,地質(zhì)儲(chǔ)量1467萬噸,主力油層Ng35和Ng44,其次是Ng32、Ng33和Ng42,占Ng3-4儲(chǔ)量的88.8%。
東區(qū)北Ng3-4于2008年7月投注聚,2010年1月轉(zhuǎn)二元,累計(jì)注入倍數(shù)為0.68PV,完成設(shè)計(jì)的93.3%。累計(jì)注入干粉1395PV*PPm。目前該項(xiàng)目注水井55口,日注水平5316m3,開油井92口,日油水平671噸,綜合含水86.3%,見效增油119.68萬噸。
東區(qū)北Ng3-4注聚項(xiàng)目原油粘度較高,在2500-6000mp.s范圍,井網(wǎng)為兩排注聚井夾三排采油井的行列式井網(wǎng),正常井排井網(wǎng)井距是150m×300m,加密井排井網(wǎng)井距是150m×150m,相比其它區(qū)塊更加復(fù)雜。隨著注聚進(jìn)入后期,油井見聚濃度逐漸升高,出現(xiàn)普遍見聚、部分竄聚現(xiàn)象,如何遏制竄聚,改變驅(qū)油方向增效,開發(fā)難度更大,在低油價(jià)形勢(shì)下,如何節(jié)約成本,高效開發(fā)成為項(xiàng)目調(diào)整工作主要方向。
一、分井組優(yōu)化技術(shù)
(一)分井組開發(fā)效果評(píng)價(jià)
開展井組開發(fā)規(guī)律研究,制定注聚項(xiàng)目井組延長(zhǎng)段塞技術(shù)界限,創(chuàng)新“六停六不停原則”,對(duì)注入PV少,見聚濃度低的主流向不停;儲(chǔ)層好,飽和度高的主流向不停;見效初期、見效高峰的主流向不停;注采對(duì)應(yīng)好有見效希望的主流向不停,多層有層間接替的主流向不停;與水驅(qū)結(jié)合部的可停,與聚驅(qū)結(jié)合部的不停。同時(shí)制定轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)技術(shù)界限,對(duì)儲(chǔ)層差、飽和度低的井區(qū)停,注入PV大、見聚濃度高的井區(qū)停,處于回返期、失效期措施效果差的井區(qū)停,注采對(duì)應(yīng)差難見效的井停,單層無潛力的井區(qū)停注聚。
(二)分井組經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)
開展多項(xiàng)技術(shù)政策界限研究,制定分井組經(jīng)濟(jì)效益界限圖版(圖1),參照油價(jià)50$/bbl,干粉價(jià)格1.2萬元/噸,制定17.2噸/噸的當(dāng)量噸聚增油技術(shù)政策界限,形成井組效益優(yōu)選評(píng)價(jià)。噸聚增油大于17.2噸/噸的井組為有效井組,噸聚增油小于17.2噸/噸的井組屬于無效井組,噸聚增油接近于17.2噸/噸的井組,可通過降低注采強(qiáng)度、優(yōu)化注入等治理,改善效果,轉(zhuǎn)為有效井組。
(三)注入方式優(yōu)選技術(shù)
結(jié)合分井組開發(fā)效果評(píng)價(jià)和分井組經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià),停注還是繼續(xù)注聚,優(yōu)化設(shè)計(jì)了三套段塞方案,一是繼續(xù)延長(zhǎng)二元復(fù)合注入,二是項(xiàng)目停注表活劑、磺酸鹽,繼續(xù)注聚,三是項(xiàng)目整體結(jié)束注聚轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)階段。這三種方案后續(xù)增油依次降低,同時(shí)成本也依次大幅減少,各有優(yōu)缺點(diǎn)。經(jīng)過數(shù)值模擬產(chǎn)油增油等對(duì)三種方案綜合效益分析,綜合論證,在當(dāng)前油價(jià)形勢(shì)下,選取以第二套方案為主的項(xiàng)目整體轉(zhuǎn)注聚,局部轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)的做法,即降低了成本投入,又保障了見效增油不降少降,保障了項(xiàng)目科學(xué)、高效開發(fā)。
(四)優(yōu)化延長(zhǎng)井網(wǎng)調(diào)整
通過分井組優(yōu)化,對(duì)噸聚增油遠(yuǎn)小于17.2噸/噸的3口無效注聚井組轉(zhuǎn)水驅(qū),降低注入量,溫和注入。對(duì)噸聚增油接近17.2噸/噸的11個(gè)井組根據(jù)注入井層位情況,減少單井合注層段,采取鄰井上下層系交替驅(qū)替方式,抽稀注入井層,加大注采井間距,有效驅(qū)動(dòng)盲區(qū)剩余油,實(shí)現(xiàn)降低成本,降低日注入量720方,年節(jié)約干粉549噸。
二、異常井治理技術(shù)
(一)低油易竄井調(diào)剖
為了防止聚合物沿高滲透帶或大孔道快速“竄流”,降低驅(qū)油效果,開展了調(diào)剖治理高滲的工作。根據(jù)單元注水特征圖件分析,選取水井油壓低于8MPa、每米視吸水指數(shù)大于1.0m3/d.m.MPa、注水強(qiáng)度大于5.0m3/d的28口可能存在大孔道或高滲透層或透條帶的注入井作為調(diào)剖井,采用顆粒型堵劑和凍膠堵劑,通過堵劑組合、段塞優(yōu)化,調(diào)剖后注聚油壓由施工前的5.8MPa,上升到9MPa,保障注聚開發(fā)效果。
(二)高壓欠注井增注
針對(duì)高油壓無法達(dá)到配注量要求的注聚井,及時(shí)分析原因,制定相應(yīng)對(duì)策。對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育差,滲透率低的注入井采取復(fù)射、擴(kuò)射孔等方式增大吸入量。對(duì)局部井區(qū)累計(jì)注采比過高,地層壓力高造成的注入井,采取提高注采對(duì)應(yīng)率和提高采液速度的方式降低地層壓力。對(duì)由于油層出砂及油層污染堵塞造成的注入不正常井,進(jìn)行熱洗洗井,工藝酸化防砂等工藝處理改造。分井組優(yōu)化以來,共計(jì)實(shí)施高油壓治理井組9個(gè),提高日注入量320方,保障了注聚開發(fā)效果。
(三)高見竄竄聚防治
該項(xiàng)目小井距、高段塞的注入,造成部分油井出現(xiàn)高見聚、竄聚現(xiàn)象,降低了開發(fā)效果。對(duì)高見聚井加強(qiáng)分析,卡封高見聚層位、補(bǔ)孔未射開層位,實(shí)行層間接替,加強(qiáng)剩余油動(dòng)用,保障注聚驅(qū)開發(fā)效果。對(duì)注入量較大層系適當(dāng)減低配注防竄聚,對(duì)應(yīng)油井含水變化大井適當(dāng)降低配注,控含水;對(duì)局部非主力層未見效區(qū)域,適當(dāng)加強(qiáng)注水,提液促見效。
(四)低液出砂井治理
第一類是油層改造防砂。針對(duì)油層發(fā)育差、常規(guī)防砂難度大的低液井,實(shí)施高速水降粘解堵、分級(jí)礫石充填防砂,累計(jì)實(shí)施12口,措施后平均單井日增液12.8噸,日增油4.0噸,累計(jì)增油17013噸。第二類是轉(zhuǎn)換方式。針對(duì)長(zhǎng)期繞絲防砂井,通過換下濾砂管方式,提供供液能力,還有簡(jiǎn)化井筒擋砂管柱,優(yōu)化沉砂口袋,適度排砂引效,實(shí)施6口,平均日液量提高11.5噸,動(dòng)液面恢復(fù)308米。第三類是光油管排液。針對(duì)多次下防砂工具低效無效的油井,采取擠降粘劑,下光油管生產(chǎn)的措施,共實(shí)施12口,平均單井液量提高12.8噸,動(dòng)液面恢復(fù)265米,平均防砂周期已達(dá)到268天。
三、效果及結(jié)論
通過實(shí)施分井組優(yōu)化和異常井治理兩大技術(shù),東區(qū)北化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目,含水一直在谷底運(yùn)行,見效高峰井41口,占總井?dāng)?shù)39.8%,與注聚前相比單井日油增加了7.0噸,含水下降了16.4%,累積增油51.5萬噸。含水回返井40口,與增油高峰期相比單井日油減少了6.0噸,含水上升了9.5%,累積增油51.6萬噸。共計(jì)見效期井81口,占總井?dāng)?shù)78.6%,油井普遍見聚濃度不高,整體開發(fā)效果較好,表明通過綜合調(diào)整治理,不斷技術(shù)攻關(guān),可以繼續(xù)實(shí)現(xiàn)注聚后期的降本提質(zhì)增效。
【參考文獻(xiàn)】
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