稳油降水措施在提高杏八九区开发效益上的应用

2018-12-28张广远付云龙朱占平

石油石化节能 2018年11期

张广远付云龙朱占平

（1.吉林大学地球科学学院；2.大庆油田有限责任公司第五采油厂）

受国际油价持续低位运行的冲击影响，油田发展遇到了前所未有的困难和挑战，某采油厂在杏八九开发区块中实施稳油降水措施研究，树立全新的成本意识和效益理念，以质量和效益为核心，探索建立价值最大化和结构最优化的决策机制，以及资源效率最大化和运行成本最优化的运行机制。对于制定有效的降低油价冲击的应对策略和确保油田可持续发展具有重要的现实意义[1]。

1 稳油控水措施应用

1.1 强化低效井治理

通过应用单井效益评价体系，将采油井分为无效井、效益井（表1），有针对性地采取“治、关、调、堵、包”等措施[2]，注重对有效、高效井的保护。该体系运用“三线四区”模型（图1），模型综合了单井、单元、区块、油田的投入和产出，对比产出效益与运行、操作和完全成本，将各级对象划归到无效益区、增量无效区、边际贡献区和利润区。

统计在油价60美元/桶的情况下，该区块无效Ⅱ类井共有120口，其中对有潜力的52口井进行临时间抽或关井，无潜力的68口井直接关停；无效Ⅰ类井共有221口，对产油在0.5～2 t、含水大于92%的149口井进行间抽。通过以上措施共实施关井80口，少产液562 t、影响产油14 t；间抽292口，平均日少产液1120 t、影响产油29 t。

表1 水驱采油井效益评价

同时，对效益Ⅱ类井中层间矛盾突出的注采层段加大“调、堵”力度，实施浅调剖14口、堵水17口，控液240 t。聚驱空白水驱含水高于98%的采油井有17口，在确保注采及压力平衡的前提下采取临时关井11口，少产液598 t、影响产油10 t；对效益Ⅰ类井的59口井实施承包制度[3]，承包采取个人承包和分组承包共存的方式，承包人、组包含厂矿领导、技术单位负责人、采油队技术员，每人单独承包2～5口高效井，保证了高效井的生产时率和产量贡献率。

另外，分析关停、间抽及低产高流压井周围注水井的无效、低效注入[4]，加大减水力度，实施了67口井79个层段的减水方案，减水810 m3/d。

1.2 精细注采调整

依据多学科研究成果，持续深化三个精细调整，努力提高水驱控制程度和油层动用厚度（图2）。在认清剩余油分布情况的基础上，根据“三提三控一稳”模板和选井选层原则以及调整幅度界限，加大平面、层间以及重点区块的控水控液力度[5]（图2、图3）。

图1 “三线四区”模型图

图2 某区块动用状况分布图

图3 注采结构调整对策图版

针对葡I非主力油层注采井距大、低效井比例大、控制程度低的实际，实施井网综合利用（图3），在八区东块实施葡I非主力油层油水井补孔61口，单井日增油达到1.2 t以上，区块水驱控制程度提高4.3个百分点。同时对低含水层提水36口井，提水470 m3；针对层间动用差异问题，优化细分方案，坚持提控结合，水井端实施细分调整66口、水量增加125 m3，低含水层提水41口、上调水量565 m3，高含水层减水8口、下调水量165 m3，高含水高流压井进行减水15口、下调水量145 m3。油井端在充分分析各井网、各区块压力及保持注采平衡的前提下，在重点井网和重点区块实施换大泵9口、上调参60口，对流压小于4.0 MPa、沉没度小于300 m的采油井优选下调参15口，实现增液630 t、增油57 t；针对层间压力差异以及萨Ⅱ1-5以及萨Ⅲ顶部注水强度大的问题，进行平面及纵向上的压力调整，其中低压层提水12口，高压层减水12口，萨Ⅱ1-5减水及萨Ⅲ顶部减水71口。共实施压力调整95口、减水540 m3。

1.3 优化措施改造

该区块在措施方案设计上，通过优选措施对象、措施类型，优化措施组合，强化方案设计全程管理，突出措施前效益评价，采用先算账、后实施的方式，实现措施效果、效益最佳。增产措施采用以井组为单元的对应改造、以建立有效驱替为目的立体改造的油水井对应精细控制压裂，实现薄差油层的有效动用[6]。该压裂方式在平面上突出油水井对应，在纵向上突出单砂体对应，在裂缝规模优化上突出个性化对应，通过难压层识别、缝间干扰及单砂体加砂量的优化，合理控制规模，实现“判得准、控得住、单孔开、缝长优”（表2）。

通过以上原则共实施水井精控压裂10口、油井精控压裂21口，实现油水井两端的有效驱替，同时做好措施后保护工作，共实施措施后保护14口井，共提水125 m3/d，延长措施有效期。

表2 依据砂体发育及油层动用设计个性化施工规模版图

2 实施效果

通过稳油降水措施在该区块的应用，对区块、单井进行分析，在积极治理低效无效井的同时，加大油水井措施力度，加强节能新工艺的推广应用，防止有效益井效益类别下滑及新低效井的产生，巩固了区块开发效益。共实施压裂、补孔、堵水、调参、调冲、间抽等各类调整共1109井次，与运行计划对比，实现水驱年控水16.1×104m3、年控液11.9×104m3、聚驱年控液 7.3×104t，节电 505.34×104kWh，节气19.2×104m3，年收益1.33亿元。