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    宋芳屯油田控制無效注采措施

    2012-11-07 07:12:05高峰高亞全金峰王國強(qiáng)彭政婁志東
    石油石化節(jié)能 2012年6期
    關(guān)鍵詞:流壓口井產(chǎn)液

    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。

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