宋芳屯油田控制无效注采措施

2012-11-07高峰高亚全金峰王国强彭政娄志东

石油石化节能 2012年6期

关键词：流压口井产液

高峰高亚全金峰王国强彭政娄志东

（1.大庆油田有限责任公司第八采油厂；2.大庆油田有限责任公司第五采油厂；3.大庆油田有限责任公司第二采油厂）

宋芳屯油田控制无效注采措施

高峰1高亚全2金峰3王国强3彭政3娄志东3

（1.大庆油田有限责任公司第八采油厂；2.大庆油田有限责任公司第五采油厂；3.大庆油田有限责任公司第二采油厂）

宋芳屯油田已进入特高含水期开发，为控制无效注水和无效采出，对注水井方案进行了调整。通过降低高含水、高压层的注水量，并结合堵水措施进行平面调整，降低了高含水层的产液量；同时，对堵水后管柱进行优化设计及地面参数的及时调整，取得了较好的堵水效果，并在控制无效注采、降低油田开发成本方面获得了一定的经济效益。

无效注采控制方法节效增效

随着油田的开发，宋芳屯油田进入特高含水期，年均含水率为90.60%，油田注水、产液能耗高，给控制油田生产成本带来了极大的难度。为了达到控制含水上升的目标，需进行注采结构的调整并且对注水量和产液量的增长速度进行控制。

1 控制无效注水

1.1 优化注水结构和平面调整

2007年注水方案调整原则是针对2006年油井转注和新井投注的有力时机，重点调整转注区块2套井网的注水量匹配，搞好平面调整。对油改水和新井投注钻遇原井网的河道砂，在老方向上减水；为了控制含水上升速度对高含水层进行减水，为了降低层间压差对高压层进行减水，控制高压高含水层的产液量。

方案调整28口井28个层，日配注由730m3降到8 5 m3，减少645 m3；日实注由748m3降到8 6m3，减少662m3。统计周围连通的35口未措施井，日降液103t，日降油9.5t，含水上升0.14个百分点，流压下降0.43M Pa。

一是实施高压层减水，减少低效注入。通过对注采关系进行综合分析，有针对性治理高压井层。高压层减水8口井8个层，日配注减少220m3，日实注减少225 m3。其中，有注无采型2口井2个层，注多采少型6口井6个层。统计连通的9口未措施井，日降液18t，日降油2.3t，综合含水上升0.45个百分点，流压下降0.08M Pa。

二是对含水上升速度快和高含水井进行调整，控制高含水方向注水。方案减水15口井15个层，日配注减少295 m3，日实注减少303m3。统计周围连通的26口未措施井，日降液8 5 t，日降油7.2t，含水下降0.02个百分点，流压下降0.55M Pa。

2007年上半年注水方案下调30口井33个层段（表1），日配注由8 35 m3降到170m3，减少665 m3；日实注由8 42m3降到141 m3，减少701 m3。其中，基础井方案调整18口井18个层，日配注减少425 m3，日实注减少437m3；调整井方案调整10口井10个层，日配注减少220m3，日实注减少225m3。

统计周围连通的35口未措施井，日产液由1148降到1045t，日降液103t，日产油由8 9t降到8 0.5 t，日降油8.5 t，综合含水由91.56%升到91.57%，含水上升0.01个百分点，流压由4.01M Pa到3.93M Pa，流压下降0.08M Pa。

1.2 通过周期注水，提高注水利用率

1）加大周期注水的力度。选择综合含水高、地层压力高的调整井开展全井周期注水，半周期2个月，通过周期注水调整层间压差，减缓层间矛盾，减缓含水上升和产量递减速度。

2）为控制无效注采循环而停住3年以上的厚油层，目前可能成为潜力层，不能进行层内细分的采取周期注水，提高厚油层的动用程度。

控制高含水层注水量和部分层实施周期注水调整。通过控制含水上升速度、改变液流方向，扩大注水波及体积，减缓产量递减。2006年上半年实施14口井15层段，方案日减水350m3，实际日减水344 m3。其中，高含水区块周期注水3口井3个层段，方案日减水65 m3，实际日减水68m3；高含水区块减水11口井12个层，方案日减水28 5 m3，实际日减水276m3。连通的25口未措施井，日降液50t，日降油1.1 t，含水下降0.33个百分点，流压下降0.47M Pa。

1.3 运用调剖方法，封堵层间和层内无效（低效）循环

1）深度调剖。为向层内要油，在层内控水。目前已完成1口井，未对比。

2）浅调剖。为缓解层间和平面矛盾，对注水压力低、吸水剖面单一的注水井，采取浅调剖措施（表1）。用聚合物凝胶与颗粒调剖剂的组合方法进行增注，提高油层动用厚度并改善开发效果。

表1 采取浅调剖措施3口井的前后效果对比

2 控制无效采出

2.1 选井选层原则及采用的堵水管柱

油井堵水是控制无效采出、低效产液的一项直接而有效的措施，但由于油井多层高含水，选井、选层难度增大，堵水效果变差。随着油田含水的上升，地下油水分布更加复杂，高含水井层逐渐增多，层间矛盾和平面矛盾进一步激化。对于非均质多油层注水开发的砂岩油田，进入特高含水期开发阶段，会产生一部分强水淹层，若使这部分油层继续参与生产，会造成油井产液剖面不均衡。这不仅给弱水淹油层的开发带来不利影响，而且由于油井产水量的增加，也会降低整个油田开发的经济效益。

由于油井单层厚度较大，各油层纵向渗透率差异较大，在选井上，强调降水和增油并重；在选层上，强调动静分析和测试成果相结合的做法：优先选择纵向水淹程度不均匀，产油发挥作用较小或未发挥作用及固井质量好无层间窜槽的层段。因此，必须采取有效措施，适时地对强水淹高含水层进行封堵，即进行油井堵水，以控制高含水层的产液量，降低流压，提高低含水层的产液量，达到调整产液剖面的目的。

平衡型堵水管柱采用Y 341-114和Y 341-95两种型号的分隔器封堵目的层。该管柱主要通过各封隔器之间力的平衡，使其在无锚定的条件下处于稳定静止状态，提高堵水成功率。无卡瓦支撑，结构简单，起下安全，封隔器密封性能好，解封可靠、能封堵多个高含水层。由于封隔器处于自由悬挂状态，坐封时，封隔器居中，密封率高，泵抽生产和检泵作业对堵水管柱无影响。更换管柱时，只要将堵水管柱捞住后直接上提管柱，封隔器即可解封。

2.2 井下优化设计

2.2.1 动静结合进行泵径、泵深优化设计

堵水井接替层为顺直河道砂，由于动用状况不同，堵水效果不同。

1）全井多层高含水，接替层动用好，堵水后含水下降幅度小。例如：5G 16-34井泵径未换；5G 30-37井泵径56mm换44 mm，泵深未变。

2）注采方向较多，接替层调整作用好，堵水后产液、含水下降幅度大。例如：5G 36-47井57 mm换44 mm，泵深由8 92.05m变为947.8 5m。

3）注采方向单一，接替层动用程度较低，堵水后降液较多。例如：5G 20-27井泵径56mm换44 mm，泵深由940.8m变为947.27m。

2.2.2 安装扶正装置

理想状态下抽油杆在油管中做往复的直线运动，而实际中由于杆柱在井下受各种力的影响，造成抽油杆在下冲程时在一定的井段内产生弯曲；当弯曲达到一定挠曲时便与油管接触产生摩擦，造成杆、管磨损。下冲程时，油管处于受拉状态，不可能发生弯曲，只有抽油杆可能出现弯曲与油管发生摩擦而造成偏磨。根据实际起出管柱情况，5G 16-34井、5G 20-27井安装了扶正器。

2.3 堵水后的参数调整及效果分析

2.3.1 参数调整原则及效果

合理的沉没度是保证油井稳产及降低杆、管偏磨的基础。在抽油泵正常工作的情况下，沉没度的高低是衡量抽油机井工作制度是否合理的因素之一，沉没度过高或过低对保证产量和提高经济效益是不利的。

根据油井流入流出动态曲线，应用流压与地层压力及饱和压力的经验关系式[1]，确定合理流压。

宋芳屯油田饱和压力为6.8 1 M Pa，2003年地层压力为9.34 M Pa，由经验关系式计算出宋芳屯油田合理流压为3.8 6M Pa。

参考有关资料[1]，不同泵径的抽油泵正常工作时所需的沉没度如表2所示。

表2

对于堵水后泵沉没度小于50m的2口井根据实际情况进行了参数调整，见表3。

表3 堵水后参数调整情况对比

参数调整前后对比发现，沉没度由措施前的-50.05 m上升到105.47m，上升了155.51 m，泵径下降了12.5 mm，冲程下降了0.5 m，冲速下降了3min-1（表4）。

表4 油井堵水前后参数匹配对比

2.3.2 效果分析

油井堵水4口井，堵掉砂岩厚度21.4 m，占全井砂岩厚度的40.0%，堵掉有效厚度16.6m，占全井有效厚度的48.4%。措施前后对比表明，产液由144 t下降到51 t，下降了93t；日产油由4.3t上升到5.9t，上升了1.6t；含水由97%下降到8 8.4%，下降了8.7个百分点；流压下降2.38M Pa。

堵水后平面调整受效，连通10口油井，日产液由175 t升到195 t，日增液20t，日产油由13.1 t升到13.8t，日增油0.7t；综合含水由92.5%升到92.9%，含水上升0.4个百分点，流压由3.56M Pa升到4.30M Pa，流压上升0.38M Pa。

2.3.3 堵水井连通水井调整情况

堵水后连通水井进行了减水措施，实施4口井日减水145m3，累积减水34 18 0m3。