宋芳屯油田控制無效注采措施

高峰高亞全金峰王國強(qiáng)彭政婁志東

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠；3.大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠）

宋芳屯油田控制無效注采措施

高峰1高亞全2金峰3王國強(qiáng)3彭政3婁志東3

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠；3.大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠）

宋芳屯油田已進(jìn)入特高含水期開發(fā)，為控制無效注水和無效采出，對(duì)注水井方案進(jìn)行了調(diào)整。通過降低高含水、高壓層的注水量，并結(jié)合堵水措施進(jìn)行平面調(diào)整，降低了高含水層的產(chǎn)液量；同時(shí)，對(duì)堵水后管柱進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)及地面參數(shù)的及時(shí)調(diào)整，取得了較好的堵水效果，并在控制無效注采、降低油田開發(fā)成本方面獲得了一定的經(jīng)濟(jì)效益。

無效注采 控制方法 節(jié)效增效

隨著油田的開發(fā)，宋芳屯油田進(jìn)入特高含水期，年均含水率為90.60%，油田注水、產(chǎn)液能耗高，給控制油田生產(chǎn)成本帶來了極大的難度。為了達(dá)到控制含水上升的目標(biāo)，需進(jìn)行注采結(jié)構(gòu)的調(diào)整并且對(duì)注水量和產(chǎn)液量的增長速度進(jìn)行控制。

1 控制無效注水

1.1 優(yōu)化注水結(jié)構(gòu)和平面調(diào)整

2007年注水方案調(diào)整原則是針對(duì)2006年油井轉(zhuǎn)注和新井投注的有力時(shí)機(jī)，重點(diǎn)調(diào)整轉(zhuǎn)注區(qū)塊2套井網(wǎng)的注水量匹配，搞好平面調(diào)整。對(duì)油改水和新井投注鉆遇原井網(wǎng)的河道砂，在老方向上減水；為了控制含水上升速度對(duì)高含水層進(jìn)行減水，為了降低層間壓差對(duì)高壓層進(jìn)行減水，控制高壓高含水層的產(chǎn)液量。

方案調(diào)整28口井28個(gè)層，日配注由730m3降到8 5 m3，減少645 m3；日實(shí)注由748m3降到8 6m3，減少662m3。統(tǒng)計(jì)周圍連通的35口未措施井，日降液103t，日降油9.5t，含水上升0.14個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降0.43M Pa。

一是實(shí)施高壓層減水，減少低效注入。通過對(duì)注采關(guān)系進(jìn)行綜合分析，有針對(duì)性治理高壓井層。高壓層減水8口井8個(gè)層，日配注減少220m3，日實(shí)注減少225 m3。其中，有注無采型2口井2個(gè)層，注多采少型6口井6個(gè)層。統(tǒng)計(jì)連通的9口未措施井，日降液18t，日降油2.3t，綜合含水上升0.45個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降0.08M Pa。

二是對(duì)含水上升速度快和高含水井進(jìn)行調(diào)整，控制高含水方向注水。方案減水15口井15個(gè)層，日配注減少295 m3，日實(shí)注減少303m3。統(tǒng)計(jì)周圍連通的26口未措施井，日降液8 5 t，日降油7.2t，含水下降0.02個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降0.55M Pa。

2007年上半年注水方案下調(diào)30口井33個(gè)層段（表1），日配注由8 35 m3降到170m3，減少665 m3；日實(shí)注由8 42m3降到141 m3，減少701 m3。其中，基礎(chǔ)井方案調(diào)整18口井18個(gè)層，日配注減少425 m3，日實(shí)注減少437m3；調(diào)整井方案調(diào)整10口井10個(gè)層，日配注減少220m3，日實(shí)注減少225m3。

統(tǒng)計(jì)周圍連通的35口未措施井，日產(chǎn)液由1148降到1045t，日降液103t，日產(chǎn)油由8 9t降到8 0.5 t，日降油8.5 t，綜合含水由91.56%升到91.57%，含水上升0.01個(gè)百分點(diǎn)，流壓由4.01M Pa到3.93M Pa，流壓下降0.08M Pa。

1.2 通過周期注水，提高注水利用率

1）加大周期注水的力度。選擇綜合含水高、地層壓力高的調(diào)整井開展全井周期注水，半周期2個(gè)月，通過周期注水調(diào)整層間壓差，減緩層間矛盾，減緩含水上升和產(chǎn)量遞減速度。

2）為控制無效注采循環(huán)而停住3年以上的厚油層，目前可能成為潛力層，不能進(jìn)行層內(nèi)細(xì)分的采取周期注水，提高厚油層的動(dòng)用程度。

控制高含水層注水量和部分層實(shí)施周期注水調(diào)整。通過控制含水上升速度、改變液流方向，擴(kuò)大注水波及體積，減緩產(chǎn)量遞減。2006年上半年實(shí)施14口井15層段，方案日減水350m3，實(shí)際日減水344 m3。其中，高含水區(qū)塊周期注水3口井3個(gè)層段，方案日減水65 m3，實(shí)際日減水68m3；高含水區(qū)塊減水11口井12個(gè)層，方案日減水28 5 m3，實(shí)際日減水276m3。連通的25口未措施井，日降液50t，日降油1.1 t，含水下降0.33個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降0.47M Pa。

1.3 運(yùn)用調(diào)剖方法，封堵層間和層內(nèi)無效（低效）循環(huán)

1）深度調(diào)剖。為向?qū)觾?nèi)要油，在層內(nèi)控水。目前已完成1口井，未對(duì)比。

2）淺調(diào)剖。為緩解層間和平面矛盾，對(duì)注水壓力低、吸水剖面單一的注水井，采取淺調(diào)剖措施（表1）。用聚合物凝膠與顆粒調(diào)剖劑的組合方法進(jìn)行增注，提高油層動(dòng)用厚度并改善開發(fā)效果。

表1 采取淺調(diào)剖措施3口井的前后效果對(duì)比

2 控制無效采出

2.1 選井選層原則及采用的堵水管柱

油井堵水是控制無效采出、低效產(chǎn)液的一項(xiàng)直接而有效的措施，但由于油井多層高含水，選井、選層難度增大，堵水效果變差。隨著油田含水的上升，地下油水分布更加復(fù)雜，高含水井層逐漸增多，層間矛盾和平面矛盾進(jìn)一步激化。對(duì)于非均質(zhì)多油層注水開發(fā)的砂巖油田，進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，會(huì)產(chǎn)生一部分強(qiáng)水淹層，若使這部分油層繼續(xù)參與生產(chǎn)，會(huì)造成油井產(chǎn)液剖面不均衡。這不僅給弱水淹油層的開發(fā)帶來不利影響，而且由于油井產(chǎn)水量的增加，也會(huì)降低整個(gè)油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

由于油井單層厚度較大，各油層縱向滲透率差異較大，在選井上，強(qiáng)調(diào)降水和增油并重；在選層上，強(qiáng)調(diào)動(dòng)靜分析和測試成果相結(jié)合的做法：優(yōu)先選擇縱向水淹程度不均勻，產(chǎn)油發(fā)揮作用較小或未發(fā)揮作用及固井質(zhì)量好無層間竄槽的層段。因此，必須采取有效措施，適時(shí)地對(duì)強(qiáng)水淹高含水層進(jìn)行封堵，即進(jìn)行油井堵水，以控制高含水層的產(chǎn)液量，降低流壓，提高低含水層的產(chǎn)液量，達(dá)到調(diào)整產(chǎn)液剖面的目的。

平衡型堵水管柱采用Y 341-114和Y 341-95兩種型號(hào)的分隔器封堵目的層。該管柱主要通過各封隔器之間力的平衡，使其在無錨定的條件下處于穩(wěn)定靜止?fàn)顟B(tài)，提高堵水成功率。無卡瓦支撐，結(jié)構(gòu)簡單，起下安全，封隔器密封性能好，解封可靠、能封堵多個(gè)高含水層。由于封隔器處于自由懸掛狀態(tài)，坐封時(shí)，封隔器居中，密封率高，泵抽生產(chǎn)和檢泵作業(yè)對(duì)堵水管柱無影響。更換管柱時(shí)，只要將堵水管柱撈住后直接上提管柱，封隔器即可解封。

2.2 井下優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.2.1 動(dòng)靜結(jié)合進(jìn)行泵徑、泵深優(yōu)化設(shè)計(jì)

堵水井接替層為順直河道砂，由于動(dòng)用狀況不同，堵水效果不同。

1）全井多層高含水，接替層動(dòng)用好，堵水后含水下降幅度小。例如：5G 16-34井泵徑未換；5G 30-37井泵徑56mm換44 mm，泵深未變。

2）注采方向較多，接替層調(diào)整作用好，堵水后產(chǎn)液、含水下降幅度大。例如：5G 36-47井57 mm換44 mm，泵深由8 92.05m變?yōu)?47.8 5m。

3）注采方向單一，接替層動(dòng)用程度較低，堵水后降液較多。例如：5G 20-27井泵徑56mm換44 mm，泵深由940.8m變?yōu)?47.27m。

2.2.2 安裝扶正裝置

理想狀態(tài)下抽油桿在油管中做往復(fù)的直線運(yùn)動(dòng)，而實(shí)際中由于桿柱在井下受各種力的影響，造成抽油桿在下沖程時(shí)在一定的井段內(nèi)產(chǎn)生彎曲；當(dāng)彎曲達(dá)到一定撓曲時(shí)便與油管接觸產(chǎn)生摩擦，造成桿、管磨損。下沖程時(shí)，油管處于受拉狀態(tài)，不可能發(fā)生彎曲，只有抽油桿可能出現(xiàn)彎曲與油管發(fā)生摩擦而造成偏磨。根據(jù)實(shí)際起出管柱情況，5G 16-34井、5G 20-27井安裝了扶正器。

2.3 堵水后的參數(shù)調(diào)整及效果分析

2.3.1 參數(shù)調(diào)整原則及效果

合理的沉沒度是保證油井穩(wěn)產(chǎn)及降低桿、管偏磨的基礎(chǔ)。在抽油泵正常工作的情況下，沉沒度的高低是衡量抽油機(jī)井工作制度是否合理的因素之一，沉沒度過高或過低對(duì)保證產(chǎn)量和提高經(jīng)濟(jì)效益是不利的。

根據(jù)油井流入流出動(dòng)態(tài)曲線，應(yīng)用流壓與地層壓力及飽和壓力的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式[1]，確定合理流壓。

宋芳屯油田飽和壓力為6.8 1 M Pa，2003年地層壓力為9.34 M Pa，由經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式計(jì)算出宋芳屯油田合理流壓為3.8 6M Pa。

參考有關(guān)資料[1]，不同泵徑的抽油泵正常工作時(shí)所需的沉沒度如表2所示。

表2

對(duì)于堵水后泵沉沒度小于50m的2口井根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行了參數(shù)調(diào)整，見表3。

表3 堵水后參數(shù)調(diào)整情況對(duì)比

參數(shù)調(diào)整前后對(duì)比發(fā)現(xiàn)，沉沒度由措施前的-50.05 m上升到105.47m，上升了155.51 m，泵徑下降了12.5 mm，沖程下降了0.5 m，沖速下降了3min-1（表4）。

表4 油井堵水前后參數(shù)匹配對(duì)比

2.3.2 效果分析

油井堵水4口井，堵掉砂巖厚度21.4 m，占全井砂巖厚度的40.0%，堵掉有效厚度16.6m，占全井有效厚度的48.4%。措施前后對(duì)比表明，產(chǎn)液由144 t下降到51 t，下降了93t；日產(chǎn)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個(gè)百分點(diǎn)；流壓下降2.38M Pa。

堵水后平面調(diào)整受效，連通10口油井，日產(chǎn)液由175 t升到195 t，日增液20t，日產(chǎn)油由13.1 t升到13.8t，日增油0.7t；綜合含水由92.5%升到92.9%，含水上升0.4個(gè)百分點(diǎn)，流壓由3.56M Pa升到4.30M Pa，流壓上升0.38M Pa。

2.3.3 堵水井連通水井調(diào)整情況

堵水后連通水井進(jìn)行了減水措施，實(shí)施4口井日減水145m3，累積減水34 18 0m3。

3 能耗效果分析

能耗效果數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)見表5、表6、表7。

表5 水井各項(xiàng)措施減水情況統(tǒng)計(jì)

表6 油井降液情況統(tǒng)計(jì)

表7 4口堵水井節(jié)能效果對(duì)比

減水節(jié)約資金約124萬元；注入水單耗5.8 k W h/m3，降低注入水耗電量119.9×104k W h，共計(jì)節(jié)電125.3×104k W h；耗電節(jié)約資金64.4萬元（每度電按0.514 2元計(jì)算），共計(jì)節(jié)約資金18 8.4萬元。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）通過注水井的方案調(diào)整，控制無效注入水，降低油田開發(fā)成本。

2）機(jī)械堵水成本低，適應(yīng)性強(qiáng)，可堵多層，能滿足細(xì)分堵水等方面的要求，是控制無效、低效產(chǎn)液的一項(xiàng)直接而有效的措施，同時(shí)可以減緩層間矛盾。

3）堵水后，根據(jù)井的發(fā)育條件優(yōu)化井下方案并且及時(shí)進(jìn)行地面參數(shù)調(diào)整，保證油井在較合理的沉沒度下工作。

4）以上措施在實(shí)際應(yīng)用中表明，能夠改善油田開發(fā)效果，控制油田開發(fā)成本。

[1]胡博仲.大慶油田高含水期穩(wěn)油控水采油工程技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1 9 9 7.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.06.014

2012-03-11）

高峰，2000年畢業(yè)于大慶石油學(xué)校，從事采油工程工作，E-mail：l i u l i 003@p e t r o c h i n a.com.c n，地址：黑龍江省大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠，163414。