孤东六区3-5单元注聚后期稳产方法探索

任瑞海

摘要：孤东油田六区3-5二元复合驱项目2010年3月投注，设计注入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较好，设计注入量增加至0.65PV。今年是孤东六区馆上3-5单元注聚的第六年，从理论和实际上均进入含水回返期，因此，注聚后期稳产工作尤为重要。本文通过充分认识注采流线和井间剩余油分布，主要以注采调配，窜聚井限液、补孔改层、油井转注，油井防砂提液、注聚区解堵等措施，减缓注聚后期含水上升速度，提高单元注聚后期整体开发效果。

关键词：二元驱;注聚后期;注采调配;流线调整;控本增效;开发效果

1、基本概况

六区位于孤东油田的东北部，其西部和南部分别以断层与二区、七区分界，东部和北部濒临渤海，以人工海堤为界。西界断层走向近南北向，倾向近西向，倾角39°左右，落差40-60m，断距由南向北由大变小。南界断层走向近东西向，倾向近北向，倾角30°左右，落差90-105m，两条断层为封闭断层。构造较简单平缓，西高东低，构造高差40-50m，地层倾角1°左右，原始油水界面深度在1400m左右。

六区馆上3-5单元于2010年3月陆续投入注聚开发，设计注入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较好，设计注入量增加至0.65PV。2015年是六区馆上3-5单元注聚的第六年，从理论和实际开发上均进入含水回返期，因此，注聚后期稳产工作尤为重要。注采603站六区馆上3-5单元目前油井总井58口，开井57口，日液2465.3吨，日油233.0吨，含水90.5%，动液面953米，水井总井33口，开井27口，日注水平2220m³，注采比0.90。

2、注聚后期问题分析

六区3-5二元复合驱2010年3月陆续投入注聚开发，至今已是第六年，目前，剩余油逐渐变得零散，生产状况日益恶化，开发难度日益增大，且注聚后期含水迅速回返，带来了极大的稳产阻力。

①六区3-5单元高产、高见聚井多，进入含水回返期，递减风险大，稳产难度大。目前该单元产量占全站总产量76.3%，其中单井日产量大于5.0吨的井17口，日产油133.6吨，平均见聚浓度656mg/L;这17口井中见聚浓度大于600mg/L的井12口，日产油88.9吨，平均见聚浓度828mg/L，窜聚风险大。

②注入剖面差异大，层间矛盾突出。储层物性受沉积相控制，主河道微相砂厚大于8m，效厚大于6m，渗透率平面层间差异较大。目前多层合采合注井较多，受层间干扰影响，合采合注井采液强度和注水强度明显要低于单层开采和注水。目前六区3-5单元油井开井57口，其中单层开采27口，两层开采23口，多层开采7口。水井開井27口，其中13口多层合注井，10口分注井，4口单层注入井。

③随着注聚时间的延长，注聚段塞突破造成高见聚油井增加，低压水井增加，目前油井见聚浓度大于800mg/L的井有18口，水井注入压力低于10MPa的井12口。

3、注聚后期稳产方法探索

面临注聚段塞突破，高见聚井多、层间注采差异大，局部井网不完善及剩余油分布零散等诸多问题，通过建立产量为中心的“油水（采油井、注水井）联动”体系，分类实施“水井调配-油井限液-油井提液-控本增效”优化治理，降低生产成本，实现六区馆上3-5单元注聚后期稳产。

3.1“调”--注采调配：建立以资料管理和单井监控为基础的注采调配模式，调整主流线上的吸水和采液剖面，减缓产量递减

以单井动态监控为基础的注采调配工作是注采站持续发展的重要基础，是投入最小，涉及面广，实现油藏效益开发最直接的途径。以“轮换注水、周期注水、改变流线”等灵活多变的调配技术和运行方式，以单井、井组产量增加实现单元目标化管理，强化资料录取和计量监控的及时性、同步性、准确性，深化井间流线认识，按照差异化调配，矢量驱替、组合调整的原则，加强效果跟踪与再次分析。实施调配144井次，调配日增油11.6吨，累增油1272.5吨。

3.2“限”—油井限液：通过限液、补孔、改层、油转水等变流线措施治理窜聚失效井，提高非主流线上储量动用程度，增加注聚增油

①实施高见聚油井限液或计关，改变注聚流线。统计六区3-5见聚浓度≥800mg/L的油井合计有18口井，平均单井日液57.6吨，日油4.3吨，含水92.5%，动液面907米，见聚浓度924mg/L，窜聚风险大。实施窜聚油井日油<1.0吨井计关4井次，限液5井次，这些计关、限液井实施后，邻近油井产量明显上升，井组日产油也明显上升。

针对油井严重窜聚井（见聚浓度>1000mg/L），采油收益与注聚成本已经严重不均衡，对应的注聚井实施计关或转水驱，保证注聚投入产出比。实施注聚井计关5井次，转水驱2井次，减少注聚量260m³/d，较好地控制了注聚成本。

②精细认识、严密论证补孔改层措施井，确保高投入高回报。研究认识注聚区流线，在主流线实施补孔、改层、投新井等措施，提高主流线上的储量动用程度。实施补孔6井次，有效4井次，日增油2.5吨，累增油1513吨。

3.3“提”—油井提液：注聚区在使用绕丝高充防砂的基础上优化防砂工艺，加强注聚后期挖潜，实现提液增效

①加大大泵、提泵挂短平快高效、优良措施的实施。实施大泵、提泵深措施4井次，有效4井次，措施有效率100%，日增油4.3吨，阶段增油634.1吨。

②优选防砂工艺增强地层堵塞治理效果。采用“地层分级充填、井筒适度挡砂、分段排砂举升、实现携砂提液”的防砂思路，高泥质井采用高饱和充填+高渗滤防砂工艺;储层发育好、厚度大的地层堵塞井采用氮气或泡沫混排后大剂量地填或逆向充填下大筛隙绕丝防砂工艺治理地层堵塞。实施油井防砂12井次，有效10井次，平均单井日增液10.1吨，平均单井日增油1.9吨，平均动液面上升116米，阶段增油量4168.8吨。

3.4“控”—控制成本：多思路、多角度实施综合挖潜，实现降本增效

①建立完善的躺井预警机制，节约作业费用。通过分析，针对偏磨、液量逐渐下降、单耗及杆柱应力逐渐上升的油井，制定相应的措施方案。一是主要针对生产周期短作业反复的油井;二是针对油井负荷大、供液差、偏磨严重的低泵效井，通过作业过程中管杆泵及时更换、地面及地下参数优化治理。自扶捞杆5井次，减少产量损失200吨左右，全年计划躺井40井次，实际躺井15井次，节约作业费用200余万元。

②应用三位一体工况法优化油井参数，降低单井能耗。由于油井的偏磨、冲次快、泵挂深导致的高耗能井，通过能耗潜力评价设计指导工作的开展实施，对大于350Kw·h的井、参数上调无效井开展重点治理，通过安装变频柜、更换新电机、参数优化等工作，实现节能降耗。实施参数优化36井次，日节电2428Kw·h，累节电36.1万Kw·h。经过优化，全队平均冲次下降0.5次/分，有效降低杆管偏磨力度，减少躺井几率。

4、结论与认识

一、井间流场是动态变化的，通过注采调配，井网调整能有效地改变井组注采流线，扩大注聚波及体积，增强注聚效果，有效挖潜地层剩余油。

二、涂料防砂施工选井慎重，无对应水井、低液油井慎用，泛温涂防尽量不要超过两个层;化学防砂成功率较低，为解决注聚后期堵塞问题，需要进一步试验使用。

三、运用多种有效手段控制六区3-5单元注聚驱后期含水回返，保证注聚后期各项开发指标稳步推进，对同类油藏注聚后期开发方式有着指导和借鉴意义。

参考文献

[1]窦之林 曾流芳 贾俊山 孤东油田开发研究  石油工业出版社，2003.9

[2]刘卫芝 张丙亮 蔡延波 馆四后续水驱中后期注采调整技术研究  胜利油田职工大学学报，2004.1

[3]张磊 胡云亭 王文升 聚合物后续水驱阶段剩余油 挖潜技术  矿物岩石，2003.4