韓萍萍 畢建梅

摘要：通過對孤島油田注聚區(qū)內(nèi)，低液井產(chǎn)生的各種因素的分析，找尋解決影響聚合物驅(qū)內(nèi)油井產(chǎn)液能力低的最佳方案。針對不同的低液井，根據(jù)生產(chǎn)特征、開發(fā)規(guī)律不同，采用高壓一次充填、逆向充填防砂等工藝和技術(shù)，為注聚區(qū)內(nèi)低液井提高產(chǎn)能打下扎實基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：注聚；采收率；工藝技術(shù)；后續(xù)水驅(qū)

0引言

孤島采油廠目前已有注聚項目16個，其中正注聚項目5個，年產(chǎn)原油占全廠年產(chǎn)量的46%。聚合物驅(qū)提高采收率幅度僅為6%～10%，聚驅(qū)后仍有50%左右的原油滯留地下。針對聚合物驅(qū)的低液井，從小層發(fā)育、油水對應(yīng)、作業(yè)井史、開發(fā)曲線和生產(chǎn)管柱等多個資料入手，分析出低液井產(chǎn)生因素，找出各類低液井的開發(fā)規(guī)律。針對不同的低液井，生產(chǎn)特征不同，開發(fā)規(guī)律不同，面對注聚區(qū)和后續(xù)水驅(qū)單元存在的油井低液量問題，近幾年在防砂工藝上，重點推廣應(yīng)用了高壓一次充填技術(shù)，近期開展了逆向充填防砂工藝和與防砂配套的聲波助排技術(shù)及氣動力深穿透解堵技術(shù)，在現(xiàn)場應(yīng)用取得了較好的效果，為油田注聚區(qū)內(nèi)提升聚合物采收率，提高低液井產(chǎn)能提供了很好的借鑒作用。

1.調(diào)查與分析

目前孤島油田聚合物驅(qū)單元以51%的開井數(shù)承擔(dān)51%的產(chǎn)能，其中正注聚單元以18%開井數(shù)承擔(dān)24%產(chǎn)量，后續(xù)水驅(qū)單元以33%開井數(shù)僅承擔(dān)27%的產(chǎn)量。通過注聚區(qū)單元低液井（日液<30方）分級統(tǒng)計表可以看出，低液井共有207口，占注聚區(qū)單元的20.6%，單井日液15.2方，單井日油2.8t，綜合含水81.6%，動液面659.5。正注聚單元低液井98口，占正注聚單元的27.7%，其中按照液量分級，日液<10方、10-20方和>20方井分別占正注聚單元9.4%、10.8%和7.5%，平均單井日液14.2方，單井日油3.3t，綜合含水76.8%，動液面722.8m；后續(xù)水驅(qū)單元低液井109口，占后續(xù)水驅(qū)單元的16.6%，按照液量分級，日液<10方、10-20方和>20方井分別占后續(xù)水驅(qū)單元5%、5%和6.5%，平均單井日液15.3方，單井日油2.2t，綜合含水85.6%，動液面602m。

2.注聚區(qū)低液井影響因素分析及開發(fā)規(guī)律特征

2.1 注聚區(qū)低液井單元分布情況

通過孤島油田注聚區(qū)低液井單元分布情況統(tǒng)計表，后續(xù)水驅(qū)單元低液井分布均勻，比例較大的中一區(qū)館4和中一區(qū)館5單元，分別占25%和17%。正注聚單元低液井分布集中，南區(qū)3-6和中一區(qū)3-6單元的低液井占73%，主要原因儲層發(fā)育差和注采對應(yīng)差，地層能量低導(dǎo)致的（表2）。

2.2注聚區(qū)低液井影響因素分析

后續(xù)水驅(qū)單元共有低液井109口，分析低液原因，主要是由于油井防砂管堵塞、井況因素、舉升工藝不合理、地層能量不足等原因造成的。

正注聚單元共有低液井98口，其中儲層發(fā)育差、注采對應(yīng)差、原油物性差、繞絲防砂、鉆井泥漿污染及作業(yè)過程中入井液污染導(dǎo)致近井堵塞、井況差、機采參數(shù)不合理和泵效低分別占23.5%、27.6%、14.3%、13.3%、9.2%、6.1%、3.1%和3.1%。

兩個單元低液井影響因素來看，后續(xù)水驅(qū)單元油藏低液井主要影響因素是繞絲防砂導(dǎo)致的，占39.4%，儲層發(fā)育僅占4.6%。正注聚單元主要影響因素是油層發(fā)育和注采對應(yīng)關(guān)系差導(dǎo)致的，占50%。主要是正注聚單元大多位于孤島油田儲層發(fā)育邊部和斷塊復(fù)雜區(qū)，開發(fā)層段多，井網(wǎng)復(fù)雜，注采對應(yīng)差，原油物性差等原因?qū)е碌牡鸵壕唷?/p>

2.3 不同影響因素低液井開發(fā)規(guī)律

通過對注聚區(qū)207口低液井影響因素分析，將整個注聚區(qū)低液井分為先天低液井和后天低液井兩大類。同時按照開發(fā)特征和開發(fā)規(guī)律的不同，先天低液井細分為儲層發(fā)育差、原油物性差和注采對應(yīng)差等3類；后天低液井分為繞絲防砂、鉆井作業(yè)導(dǎo)致近井堵塞、井況差、機采參數(shù)不合理和泵效低等5類。不同的低液井，生產(chǎn)特征不同，開發(fā)規(guī)律不同，

3.治理措施及效果分析

3.1 優(yōu)化防砂工藝，提高近井導(dǎo)流能力

針對注聚區(qū)和后續(xù)水驅(qū)單元存在的油井低液量問題，近幾年在防砂工藝上，重點推廣應(yīng)用了高壓一次充填技術(shù)，近期開展了逆向充填防砂工藝和與防砂配套的聲波助排技術(shù)及氣動力深穿透解堵技術(shù)，在現(xiàn)場應(yīng)用取得了較好的效果。

3.1.1高壓一次充填技術(shù)

（1）技術(shù)原理

目前國內(nèi)的繞絲（割縫）管礫石充填防砂施工泵壓小于破裂壓力，砂比低，礫石充填的顆粒排列密實程度差，尤其在環(huán)空內(nèi)的礫石排列主要靠重力沉降自然堆集，密實程度更差。高壓一次充填技術(shù)是利用壓裂設(shè)備，通過耐壓井口和高壓充填工具，利用羥丙基胍膠攜砂液，將石英砂高密度、高壓攜帶進入地層和油套環(huán)形空間。使地層和環(huán)空充填的更密實，有利于保持礫石充填防砂井近井地帶的滲透性，延長礫石充填防砂有效期，提高油井產(chǎn)液能力。與常規(guī)充填技術(shù)相比，高壓充填防砂技術(shù)，可以減少攜砂液用量，減輕對油層的傷害；加大攜砂比，提高地層和環(huán)空礫石充填層的體積和密實程度，增大礫石充填層的導(dǎo)流能力，降低生產(chǎn)壓差，有利于減緩出砂。

（2）攜砂液性能指標

在礫石充填作業(yè)中以往采用的攜砂液主要是油田水和清水。這兩種攜砂液均屬于低粘攜砂液，它的優(yōu)點是，可用于長井段充填；缺點是，攜砂比小、用液量大、作業(yè)時間長、地層砂與充填砂易互混、對地層傷害大；使得充填作業(yè)施工達不預(yù)期目的。高粘攜砂液施工，用液量少、作業(yè)時間短、礫石受高粘液保護破碎少、篩管不宜被堵塞、充填礫石和地層砂不宜互混、容易充填套管以外地區(qū)。為了改善近井地帶的滲流環(huán)境，減小對地層的污染，我們研制開發(fā)新型的羥丙基瓜膠攜砂液。

室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)表明羥丙基胍膠攜砂液具有以下特點：①4‰-4.4‰的羥丙基胍膠，在溫度40℃時，粘度可達100mPa.s左右；②粘度大、能夠滿足較高密度（攜砂比15%-40%）攜砂的需要；

③羥丙基胍膠的溶解速度快，方便現(xiàn)場應(yīng)用；④摩阻小，摩擦阻力僅是水的40.3%；⑤破膠化水徹底，24小時就可破膠化水，粘度<2mPa.s；⑥對地層傷害小，殘渣<3%，是用于配制高密度充填攜砂液的良好原料，可以進入現(xiàn)場試驗。

（3）應(yīng)用效果

截止目前2014年共施工26井次，其中效果不理想的4口，成功率85%，因為開井時間均較短，故最終的增液、增油效果還會更好。同12年高充效果對比如下表，12年效果好于13年效果因為12年1/3的井為南區(qū)館3-6的井，而13年一半施工井為南區(qū)館3-6的井。

經(jīng)濟效益：平均單井增油150噸。效果不好的5口井，其中一口是因為補孔后地層本身供液不足，另外2口均為出砂較嚴重，液面較深，壓力脈沖無法對其進行有效解堵，必須檢換防砂工具。還有1口井因為油稠，地層能量不足，需要轉(zhuǎn)周，另一口井為大斜度井，大修兩次，本身供液存在問題。

參考文獻：

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