任瑞海

摘要：孤東油田六區(qū)3-5二元復合驅(qū)項目2010年3月投注，設(shè)計注入0.55PV，至2014年12月已注入0.56PV，由于大部分油井注聚效果仍然較好，設(shè)計注入量增加至0.65PV。今年是孤東六區(qū)館上3-5單元注聚的第六年，從理論和實際上均進入含水回返期，因此，注聚后期穩(wěn)產(chǎn)工作尤為重要。本文通過充分認識注采流線和井間剩余油分布，主要以注采調(diào)配，竄聚井限液、補孔改層、油井轉(zhuǎn)注，油井防砂提液、注聚區(qū)解堵等措施，減緩注聚后期含水上升速度，提高單元注聚后期整體開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：二元驅(qū);注聚后期;注采調(diào)配;流線調(diào)整;控本增效;開發(fā)效果

1、基本概況

六區(qū)位于孤東油田的東北部，其西部和南部分別以斷層與二區(qū)、七區(qū)分界，東部和北部瀕臨渤海，以人工海堤為界。西界斷層走向近南北向，傾向近西向，傾角39°左右，落差40-60m，斷距由南向北由大變小。南界斷層走向近東西向，傾向近北向，傾角30°左右，落差90-105m，兩條斷層為封閉斷層。構(gòu)造較簡單平緩，西高東低，構(gòu)造高差40-50m，地層傾角1°左右，原始油水界面深度在1400m左右。

六區(qū)館上3-5單元于2010年3月陸續(xù)投入注聚開發(fā)，設(shè)計注入0.55PV，至2014年12月已注入0.56PV，由于大部分油井注聚效果仍然較好，設(shè)計注入量增加至0.65PV。2015年是六區(qū)館上3-5單元注聚的第六年，從理論和實際開發(fā)上均進入含水回返期，因此，注聚后期穩(wěn)產(chǎn)工作尤為重要。注采603站六區(qū)館上3-5單元目前油井總井58口，開井57口，日液2465.3噸，日油233.0噸，含水90.5%，動液面953米，水井總井33口，開井27口，日注水平2220m³，注采比0.90。

2、注聚后期問題分析

六區(qū)3-5二元復合驅(qū)2010年3月陸續(xù)投入注聚開發(fā)，至今已是第六年，目前，剩余油逐漸變得零散，生產(chǎn)狀況日益惡化，開發(fā)難度日益增大，且注聚后期含水迅速回返，帶來了極大的穩(wěn)產(chǎn)阻力。

①六區(qū)3-5單元高產(chǎn)、高見聚井多，進入含水回返期，遞減風險大，穩(wěn)產(chǎn)難度大。目前該單元產(chǎn)量占全站總產(chǎn)量76.3%，其中單井日產(chǎn)量大于5.0噸的井17口，日產(chǎn)油133.6噸，平均見聚濃度656mg/L;這17口井中見聚濃度大于600mg/L的井12口，日產(chǎn)油88.9噸，平均見聚濃度828mg/L，竄聚風險大。

②注入剖面差異大，層間矛盾突出。儲層物性受沉積相控制，主河道微相砂厚大于8m，效厚大于6m，滲透率平面層間差異較大。目前多層合采合注井較多，受層間干擾影響，合采合注井采液強度和注水強度明顯要低于單層開采和注水。目前六區(qū)3-5單元油井開井57口，其中單層開采27口，兩層開采23口，多層開采7口。水井開井27口，其中13口多層合注井，10口分注井，4口單層注入井。

③隨著注聚時間的延長，注聚段塞突破造成高見聚油井增加，低壓水井增加，目前油井見聚濃度大于800mg/L的井有18口，水井注入壓力低于10MPa的井12口。

3、注聚后期穩(wěn)產(chǎn)方法探索

面臨注聚段塞突破，高見聚井多、層間注采差異大，局部井網(wǎng)不完善及剩余油分布零散等諸多問題，通過建立產(chǎn)量為中心的“油水（采油井、注水井）聯(lián)動”體系，分類實施“水井調(diào)配-油井限液-油井提液-控本增效”優(yōu)化治理，降低生產(chǎn)成本，實現(xiàn)六區(qū)館上3-5單元注聚后期穩(wěn)產(chǎn)。

3.1“調(diào)”--注采調(diào)配：建立以資料管理和單井監(jiān)控為基礎(chǔ)的注采調(diào)配模式，調(diào)整主流線上的吸水和采液剖面，減緩產(chǎn)量遞減

以單井動態(tài)監(jiān)控為基礎(chǔ)的注采調(diào)配工作是注采站持續(xù)發(fā)展的重要基礎(chǔ)，是投入最小，涉及面廣，實現(xiàn)油藏效益開發(fā)最直接的途徑。以“輪換注水、周期注水、改變流線”等靈活多變的調(diào)配技術(shù)和運行方式，以單井、井組產(chǎn)量增加實現(xiàn)單元目標化管理，強化資料錄取和計量監(jiān)控的及時性、同步性、準確性，深化井間流線認識，按照差異化調(diào)配，矢量驅(qū)替、組合調(diào)整的原則，加強效果跟蹤與再次分析。實施調(diào)配144井次，調(diào)配日增油11.6噸，累增油1272.5噸。

3.2“限”—油井限液：通過限液、補孔、改層、油轉(zhuǎn)水等變流線措施治理竄聚失效井，提高非主流線上儲量動用程度，增加注聚增油

①實施高見聚油井限液或計關(guān)，改變注聚流線。統(tǒng)計六區(qū)3-5見聚濃度≥800mg/L的油井合計有18口井，平均單井日液57.6噸，日油4.3噸，含水92.5%，動液面907米，見聚濃度924mg/L，竄聚風險大。實施竄聚油井日油<1.0噸井計關(guān)4井次，限液5井次，這些計關(guān)、限液井實施后，鄰近油井產(chǎn)量明顯上升，井組日產(chǎn)油也明顯上升。

針對油井嚴重竄聚井（見聚濃度>1000mg/L），采油收益與注聚成本已經(jīng)嚴重不均衡，對應的注聚井實施計關(guān)或轉(zhuǎn)水驅(qū)，保證注聚投入產(chǎn)出比。實施注聚井計關(guān)5井次，轉(zhuǎn)水驅(qū)2井次，減少注聚量260m³/d，較好地控制了注聚成本。

②精細認識、嚴密論證補孔改層措施井，確保高投入高回報。研究認識注聚區(qū)流線，在主流線實施補孔、改層、投新井等措施，提高主流線上的儲量動用程度。實施補孔6井次，有效4井次，日增油2.5噸，累增油1513噸。

3.3“提”—油井提液：注聚區(qū)在使用繞絲高充防砂的基礎(chǔ)上優(yōu)化防砂工藝，加強注聚后期挖潛，實現(xiàn)提液增效

①加大大泵、提泵掛短平快高效、優(yōu)良措施的實施。實施大泵、提泵深措施4井次，有效4井次，措施有效率100%，日增油4.3噸，階段增油634.1噸。

②優(yōu)選防砂工藝增強地層堵塞治理效果。采用“地層分級充填、井筒適度擋砂、分段排砂舉升、實現(xiàn)攜砂提液”的防砂思路，高泥質(zhì)井采用高飽和充填+高滲濾防砂工藝;儲層發(fā)育好、厚度大的地層堵塞井采用氮氣或泡沫混排后大劑量地填或逆向充填下大篩隙繞絲防砂工藝治理地層堵塞。實施油井防砂12井次，有效10井次，平均單井日增液10.1噸，平均單井日增油1.9噸，平均動液面上升116米，階段增油量4168.8噸。

3.4“控”—控制成本：多思路、多角度實施綜合挖潛，實現(xiàn)降本增效

①建立完善的躺井預警機制，節(jié)約作業(yè)費用。通過分析，針對偏磨、液量逐漸下降、單耗及桿柱應力逐漸上升的油井，制定相應的措施方案。一是主要針對生產(chǎn)周期短作業(yè)反復的油井;二是針對油井負荷大、供液差、偏磨嚴重的低泵效井，通過作業(yè)過程中管桿泵及時更換、地面及地下參數(shù)優(yōu)化治理。自扶撈桿5井次，減少產(chǎn)量損失200噸左右，全年計劃躺井40井次，實際躺井15井次，節(jié)約作業(yè)費用200余萬元。

②應用三位一體工況法優(yōu)化油井參數(shù)，降低單井能耗。由于油井的偏磨、沖次快、泵掛深導致的高耗能井，通過能耗潛力評價設(shè)計指導工作的開展實施，對大于350Kw·h的井、參數(shù)上調(diào)無效井開展重點治理，通過安裝變頻柜、更換新電機、參數(shù)優(yōu)化等工作，實現(xiàn)節(jié)能降耗。實施參數(shù)優(yōu)化36井次，日節(jié)電2428Kw·h，累節(jié)電36.1萬Kw·h。經(jīng)過優(yōu)化，全隊平均沖次下降0.5次/分，有效降低桿管偏磨力度，減少躺井幾率。

4、結(jié)論與認識

一、井間流場是動態(tài)變化的，通過注采調(diào)配，井網(wǎng)調(diào)整能有效地改變井組注采流線，擴大注聚波及體積，增強注聚效果，有效挖潛地層剩余油。

二、涂料防砂施工選井慎重，無對應水井、低液油井慎用，泛溫涂防盡量不要超過兩個層;化學防砂成功率較低，為解決注聚后期堵塞問題，需要進一步試驗使用。

三、運用多種有效手段控制六區(qū)3-5單元注聚驅(qū)后期含水回返，保證注聚后期各項開發(fā)指標穩(wěn)步推進，對同類油藏注聚后期開發(fā)方式有著指導和借鑒意義。

參考文獻

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