孤島油田高段塞化學驅(qū)東區(qū)北項目提質(zhì)提效技術(shù)

駱毅 齊琪 王濤

【摘 要】受低油價，開發(fā)管理難度加大形勢影響，降成本，促高效成為提質(zhì)提效技術(shù)關鍵。孤島油田東區(qū)北注聚項目，利用正注聚見效增油時機，加大油藏認識和剩余油研究，通過開發(fā)規(guī)劃、優(yōu)化投入、平面及縱向攻關接替等綜合調(diào)整，實施分井組優(yōu)化和異常井治理兩大技術(shù)，提高了噸聚增油，實現(xiàn)了穩(wěn)效長效。

【關鍵詞】化學驅(qū)；噸聚增油；注采調(diào)整；提質(zhì)提效

東區(qū)北Ng3-4單元位于孤島披覆背斜構(gòu)造的東翼北部，西與中二區(qū)、東與東區(qū)東Ng3稠油單元相鄰，為人為劃分的開發(fā)單元，構(gòu)造簡單平緩。開發(fā)層系為Ng3-4砂層組，共劃分為9個獨立的小層，全區(qū)含油面積4.1km2，地質(zhì)儲量1467萬噸，主力油層Ng35和Ng44，其次是Ng32、Ng33和Ng42，占Ng3-4儲量的88.8%。

東區(qū)北Ng3-4于2008年7月投注聚，2010年1月轉(zhuǎn)二元，累計注入倍數(shù)為0.68PV，完成設計的93.3%。累計注入干粉1395PV*PPm。目前該項目注水井55口，日注水平5316m3，開油井92口，日油水平671噸，綜合含水86.3%，見效增油119.68萬噸。

東區(qū)北Ng3-4注聚項目原油粘度較高，在2500-6000mp.s范圍，井網(wǎng)為兩排注聚井夾三排采油井的行列式井網(wǎng)，正常井排井網(wǎng)井距是150m×300m，加密井排井網(wǎng)井距是150m×150m，相比其它區(qū)塊更加復雜。隨著注聚進入后期，油井見聚濃度逐漸升高，出現(xiàn)普遍見聚、部分竄聚現(xiàn)象，如何遏制竄聚，改變驅(qū)油方向增效，開發(fā)難度更大，在低油價形勢下，如何節(jié)約成本，高效開發(fā)成為項目調(diào)整工作主要方向。

一、分井組優(yōu)化技術(shù)

（一）分井組開發(fā)效果評價

開展井組開發(fā)規(guī)律研究，制定注聚項目井組延長段塞技術(shù)界限，創(chuàng)新“六停六不停原則”，對注入PV少，見聚濃度低的主流向不停；儲層好，飽和度高的主流向不停；見效初期、見效高峰的主流向不停；注采對應好有見效希望的主流向不停，多層有層間接替的主流向不停；與水驅(qū)結(jié)合部的可停，與聚驅(qū)結(jié)合部的不停。同時制定轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)技術(shù)界限，對儲層差、飽和度低的井區(qū)停，注入PV大、見聚濃度高的井區(qū)停，處于回返期、失效期措施效果差的井區(qū)停，注采對應差難見效的井停，單層無潛力的井區(qū)停注聚。

（二）分井組經(jīng)濟效益評價

開展多項技術(shù)政策界限研究，制定分井組經(jīng)濟效益界限圖版（圖1），參照油價50$/bbl，干粉價格1.2萬元/噸，制定17.2噸/噸的當量噸聚增油技術(shù)政策界限，形成井組效益優(yōu)選評價。噸聚增油大于17.2噸/噸的井組為有效井組，噸聚增油小于17.2噸/噸的井組屬于無效井組，噸聚增油接近于17.2噸/噸的井組，可通過降低注采強度、優(yōu)化注入等治理，改善效果，轉(zhuǎn)為有效井組。

（三）注入方式優(yōu)選技術(shù)

結(jié)合分井組開發(fā)效果評價和分井組經(jīng)濟效益評價，停注還是繼續(xù)注聚，優(yōu)化設計了三套段塞方案，一是繼續(xù)延長二元復合注入，二是項目停注表活劑、磺酸鹽，繼續(xù)注聚，三是項目整體結(jié)束注聚轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)階段。這三種方案后續(xù)增油依次降低，同時成本也依次大幅減少，各有優(yōu)缺點。經(jīng)過數(shù)值模擬產(chǎn)油增油等對三種方案綜合效益分析，綜合論證，在當前油價形勢下，選取以第二套方案為主的項目整體轉(zhuǎn)注聚，局部轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)的做法，即降低了成本投入，又保障了見效增油不降少降，保障了項目科學、高效開發(fā)。

（四）優(yōu)化延長井網(wǎng)調(diào)整

通過分井組優(yōu)化，對噸聚增油遠小于17.2噸/噸的3口無效注聚井組轉(zhuǎn)水驅(qū)，降低注入量，溫和注入。對噸聚增油接近17.2噸/噸的11個井組根據(jù)注入井層位情況，減少單井合注層段，采取鄰井上下層系交替驅(qū)替方式，抽稀注入井層，加大注采井間距，有效驅(qū)動盲區(qū)剩余油，實現(xiàn)降低成本，降低日注入量720方，年節(jié)約干粉549噸。

二、異常井治理技術(shù)

（一）低油易竄井調(diào)剖

為了防止聚合物沿高滲透帶或大孔道快速“竄流”，降低驅(qū)油效果，開展了調(diào)剖治理高滲的工作。根據(jù)單元注水特征圖件分析，選取水井油壓低于8MPa、每米視吸水指數(shù)大于1.0m3/d.m.MPa、注水強度大于5.0m3/d的28口可能存在大孔道或高滲透層或透條帶的注入井作為調(diào)剖井，采用顆粒型堵劑和凍膠堵劑，通過堵劑組合、段塞優(yōu)化，調(diào)剖后注聚油壓由施工前的5.8MPa，上升到9MPa，保障注聚開發(fā)效果。

（二）高壓欠注井增注

針對高油壓無法達到配注量要求的注聚井，及時分析原因，制定相應對策。對儲層發(fā)育差，滲透率低的注入井采取復射、擴射孔等方式增大吸入量。對局部井區(qū)累計注采比過高，地層壓力高造成的注入井，采取提高注采對應率和提高采液速度的方式降低地層壓力。對由于油層出砂及油層污染堵塞造成的注入不正常井，進行熱洗洗井，工藝酸化防砂等工藝處理改造。分井組優(yōu)化以來，共計實施高油壓治理井組9個，提高日注入量320方，保障了注聚開發(fā)效果。

（三）高見竄竄聚防治

該項目小井距、高段塞的注入，造成部分油井出現(xiàn)高見聚、竄聚現(xiàn)象，降低了開發(fā)效果。對高見聚井加強分析，卡封高見聚層位、補孔未射開層位，實行層間接替，加強剩余油動用，保障注聚驅(qū)開發(fā)效果。對注入量較大層系適當減低配注防竄聚，對應油井含水變化大井適當降低配注，控含水；對局部非主力層未見效區(qū)域，適當加強注水，提液促見效。

（四）低液出砂井治理

第一類是油層改造防砂。針對油層發(fā)育差、常規(guī)防砂難度大的低液井，實施高速水降粘解堵、分級礫石充填防砂，累計實施12口，措施后平均單井日增液12.8噸，日增油4.0噸，累計增油17013噸。第二類是轉(zhuǎn)換方式。針對長期繞絲防砂井，通過換下濾砂管方式，提供供液能力，還有簡化井筒擋砂管柱，優(yōu)化沉砂口袋，適度排砂引效，實施6口，平均日液量提高11.5噸，動液面恢復308米。第三類是光油管排液。針對多次下防砂工具低效無效的油井，采取擠降粘劑，下光油管生產(chǎn)的措施，共實施12口，平均單井液量提高12.8噸，動液面恢復265米，平均防砂周期已達到268天。

三、效果及結(jié)論

通過實施分井組優(yōu)化和異常井治理兩大技術(shù)，東區(qū)北化學驅(qū)項目，含水一直在谷底運行，見效高峰井41口，占總井數(shù)39.8%，與注聚前相比單井日油增加了7.0噸，含水下降了16.4%，累積增油51.5萬噸。含水回返井40口，與增油高峰期相比單井日油減少了6.0噸，含水上升了9.5%，累積增油51.6萬噸。共計見效期井81口，占總井數(shù)78.6%，油井普遍見聚濃度不高，整體開發(fā)效果較好，表明通過綜合調(diào)整治理，不斷技術(shù)攻關，可以繼續(xù)實現(xiàn)注聚后期的降本提質(zhì)增效。

【參考文獻】

[1]李宗陽. 稠油油藏化學驅(qū)原油黏度界限數(shù)值模擬研究——以勝利油田孤島東區(qū)普通稠油油藏為例[J]. 石油地質(zhì)與工程， 2015， 29（3）：126-128.

[2]趙宇， 周雨朦. 高濃度大段塞二次聚合物驅(qū)技術(shù)在下二門油田的應用[J]. 石油地質(zhì)與工程， 2016， 30（3）：131-133.