小井距高濃度注聚階段降本增效的主要做法及效果評價

金佳國 于明濤 崔德巖（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

S區(qū) 塊 含 油 面 積7.55 km2，地 質(zhì) 儲 量1 606.88×104t，油層孔隙體積2 968.38×104m3。開采層位葡Ⅰ1-4。共管理油水井440口（注入井204口，采出井236口），分兩批投產(chǎn)。第一批井于2013年11月投產(chǎn)，采用五點法面積井網(wǎng)布井，注采井距250 m；第二批井于2015年6月投產(chǎn)，在原井網(wǎng)的基礎(chǔ)上井距縮小為125 m。加密后全區(qū)平均單井射開砂巖厚度16.6 m，有效厚度12.2 m，有效滲透率0.637μm2。2017年1月開始注高濃度聚合物，注入聚合物分子量達到3 500萬、注入濃度2 300 mg/L，該區(qū)塊是油田公司唯一一個主力油層實施小井距、高濃度聚合物驅(qū)油區(qū)塊。

1 區(qū)塊存在問題

S區(qū)塊在125 m井距下實施聚合物開采主要呈現(xiàn)以下特點和矛盾。

1.1 開發(fā)形勢嚴峻，調(diào)整難度大

1.1.1 小井距注聚見效快，含水回升速度也快

S區(qū)塊在注聚50 d后開始見效，與數(shù)模預(yù)測對比，提前了9個月達到含水最低點。注聚前與受效高峰期對比，井口日產(chǎn)油由1 104 t上升到5 100 t，增油倍數(shù)達到3.5，含水由92.7%下降到61.2%，下降了31.5%。低含水期（65%）僅穩(wěn)定了3個月后出現(xiàn)急劇回升，在含水初回升階段采取提液、控水等措施，當年綜合含水月回升速度仍較快為1.78%，次年1—9月份綜合含水仍以月平均0.63%的速度回升。

S區(qū)塊數(shù)模對比曲線見圖1，采出井注聚見效規(guī)律為：注聚見效時間早、初期含水下降幅度大、低含水穩(wěn)定期短、高峰期后含水回升速度快等特點，開發(fā)調(diào)整難度大[1-2]。

圖1 S區(qū)塊數(shù)模對比曲線Fig.1 Comparison curve of Block S

1.1.2 注入壓力空間逐年縮小

125 m小井距建立起更高的壓力梯度，注聚階段注入能力強，隨著注入時間的延長，注入壓力空間逐漸縮小。注入壓力空間見圖2，注聚2 a后注入壓力空間由注聚前的7.0 MPa逐年下降到1.3 MPa，通過一年的各項綜合調(diào)整措施，注入壓力提高了0.4 MPa。

圖2 注入井注入壓力空間Fig.2 Injection Pressure space of injection well

1.1.3 區(qū)域壓力分布不均衡

由于平面油層發(fā)育差異及連通狀況不同，且區(qū)域內(nèi)斷層錯綜復(fù)雜，雖然進行了兩年綜合調(diào)整，但平面壓力差異仍較大。沉沒度分級情況見表1，沉沒度小于或等于100 m的井62口，占開井數(shù)的30%；沉沒度大于500 m的井43口，占開井數(shù)的20.8%，沉沒度高低壓分布不均。

1.2 生產(chǎn)現(xiàn)場問題突出，管理難度大

1.2.1 污水外輸水質(zhì)變差

污水含聚濃度由初期70 mg/L逐步升高至1 050 mg/L，給污水處理帶來了極大難度：一方面來水含油升高，由注聚前的180 mg/L不斷上升，峰值時高達20 000 mg/L左右，超出指標40倍，雖然做了大量的控制工作，仍在650 mg/L左右。另一方面過濾壓差升高，由注聚前的0.1 MPa上升到0.2 MPa左右，過濾效果變差。全區(qū)外輸污水含油指標為18 mg/L，接近廠下達的考核標準（廠考核指標小于20 mg/L）。

表1 沉沒度分級情況Tab.1 Classification of subsidence

1.2.2 采出井管理難度增加

隨著注聚時間的延長，也給生產(chǎn)管理帶來一定難度：一是盤根夾不住，井口跑油月上升13口，分析主要原因：一是單井回壓升高，普遍達到0.6～0.8 MPa，最高達到1.1～1.2 MPa，另外由于高含聚采出液對光桿腐蝕加劇，光桿表面凹凸不平造成井口跑油；二是皮帶使用壽命縮短，隨著見聚濃度的上升，抽油機井負荷加大，皮帶年均用量由0.9組上升到1.2組；三是油井故障率增加，抽油機桿斷異常率上升20%，全區(qū)毛辮子由每兩個月更換1根增加到每月更換3根，注聚后共有15口槽鋼開裂、7口基礎(chǔ)損壞。

2 降本增效的主要做法及效果

以“地面服從地下，地下指導(dǎo)地面；地面要確保注聚質(zhì)量，地下要做到有效注聚”的注聚原則，面對注聚高峰期后S區(qū)塊含水回升快的開發(fā)形勢，以調(diào)控含水回升速度、平衡壓力以及降本增效為重點，不斷優(yōu)化以井組為單元的最小尺度個性化設(shè)計、實施最及時跟蹤調(diào)整，強化提液措施挖潛，有效改善注聚效果。

2.1 調(diào)整提效，保證油田開發(fā)效果

2.1.1 分層注聚與深度調(diào)剖相結(jié)合

1）有效實施分層注聚，控制無效注入。針對注入壓力空間小、層間差異大的30口井分批實施分層注聚[3-4]，高滲透層以停、控為主，低滲透層以加強為主。在分層測試過程中采用采油工藝研究所小尺寸聚驅(qū)偏心分注管柱22口，由于控制水量的節(jié)流芯直徑規(guī)格不全，現(xiàn)場使用的只有直徑18.5 mm一種規(guī)格，遇到限制層需要控制水量時，出現(xiàn)投入最短2個槽的節(jié)流芯發(fā)生控制過度的現(xiàn)象。為此與采油工藝研究所結(jié)合，重新設(shè)計制作了不同規(guī)格的節(jié)流芯，增加了直徑15 mm、16 mm、17 mm三種規(guī)格，使層段測試合格率由初期的50%提高到目前的90%。第一批實施21口井，第二批實施9口井。30口注入井分層前后對比情況見表2，注入壓力上升了0.5 MPa，控制無效注水0.9×104m3。

對比分層井與未分層井周圍連通油井生產(chǎn)狀況見表3，采取分層注聚后，分層井連通的33口采出井平均單井降油幅度為70.0%，含水回升了18.2%；未分層井連通的184口采油井平均單井降油幅度為81.1%，含水回升了22.2%；分層井的增油、降水效果好于未分層井，分層后累積控制無效產(chǎn)液2.05×104t。

2）適時調(diào)剖措施，控制無效產(chǎn)出。按照調(diào)剖選井選層原則[5-7]，在含水回升速度快、見聚濃度高的兩個注入站，對注入壓力在10 MPa左右、壓力空間大于1.5 MPa、吸水剖面不均勻、高峰期后剖面出現(xiàn)反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的20口注入井進行體膨顆粒調(diào)剖，累計注入調(diào)剖劑1.9×104m3。

調(diào)剖9個月以來，控水效果較好，跟蹤對比調(diào)剖井與未調(diào)剖井周圍連通采出井曲線見圖3，曲線表明：調(diào)剖井周圍的采出井含水下降5.29%，未調(diào)剖井周圍的采出井含水下降7.56%，含水減緩了2.27%。調(diào)剖全過程控制無效注水1.2×104m3。節(jié)約聚合物干粉40 t，周圍采油井實現(xiàn)控制無效產(chǎn)液0.43×104t。

表2 注入井分層前后對比情況Tab.2 Comparison of injection well before and after stratification

表3 分層井與未分層井周圍連通油井生產(chǎn)狀況Tab.3 Production status of oil wells connected around stratified well and unstratified well

2.1.2 改注分子量與周期交替注入試驗相結(jié)合

注聚兩年后，開發(fā)階段已全面進入含水回升期，將1#、3#、4#注入站的注入體系整體進行調(diào)整，注入分子量由3 500萬改注2 500萬；同時將平面差異較大、注入困難井偏多、注聚效果較差的二號注入站作為高粘彈性周期交替注聚試驗區(qū)[8]，注入分子量由2 500萬改為1 600萬，周期為三個月。通過近半年的綜合調(diào)整，全區(qū)注入壓力空間由最低點1.3 MPa上升到1.7 MPa。全區(qū)32口完不成配注井減少到18口，連通的采出井產(chǎn)液量平均上升10 t，沉沒度回升27 m。優(yōu)化注入體系后，少注水1.5×104m3，節(jié)約聚合物干粉105 t，區(qū)塊整體開發(fā)形勢向好。

圖3 調(diào)剖井與未調(diào)剖井周圍連通采出井曲線Fig.3 Curve of produced wells connected with adjusted profile well and unadjusted well

2.1.3 平衡壓力，控制低效注入

針對S區(qū)塊高低壓差異大的問題，及時采取常規(guī)措施。注入井以“提、控、調(diào)”為主要手段[9-10]，既控制了含水回升快的井組，又平衡了井組間的壓力，共調(diào)整76井次，方案調(diào)整前后對比見表4，全年累積控制無效注入2.2×104m3，周圍連通的180口采出井實現(xiàn)控制無效產(chǎn)液0.9×104t。

2.2 創(chuàng)新管理，保證生產(chǎn)平穩(wěn)運行

2.2.1 標本兼治，提高污水外輸水質(zhì)

處理污水的方法主要有：一是有效縮短濾罐反沖洗周期、增加開罐檢查及助洗次數(shù)，把反沖洗周期由注聚前的58 h逐步縮短至目前的35 h，濾罐由每年開罐檢查一次、助洗一次增加為檢查2次、助洗四次。保證了過濾效果，外輸污水合格率達到100%。二是有效提高加藥比例，根據(jù)藥劑配方及多次現(xiàn)場實驗，將加藥比由15 mg/L提高到24 mg/L，保證了加藥效果；三是有效控制來水量，首先將聚驅(qū)注入站的部分液量轉(zhuǎn)入水驅(qū)站，另外把聚驅(qū)站的部分污水轉(zhuǎn)入聚Ⅱ深度污水站進行處理，使聚Ⅱ含聚污水處理站的負荷率維持在70%～80%，有效控制來水量。

2.2.2 多措并舉，提升管理水平

為了有效控制抽油機井盤根跑油現(xiàn)象，選出了防滲防腐光桿，抗腐蝕性較好，共更換了576根，另外安裝了128套光桿潤滑裝置，井口跑油的井數(shù)月控制5口井以內(nèi)；為了有效降低抽油機井的故障率，參考機采井的抽吸參數(shù)以及周圍注采狀況，適當將熱洗周期由原來的65 d縮短到55 d，并采取高壓熱洗與常規(guī)熱洗相結(jié)合的方式提高熱洗質(zhì)量，熱洗完成后，三天內(nèi)必須調(diào)整平衡率的辦法，抽油機井的平衡率保持在92%左右，抽油機井的桿斷異常率下降35%。

S區(qū)塊通過以上多措并舉的綜合調(diào)整及管理，在注聚含水回升階段，月含水回升速度減緩0.26%，全年節(jié)約注水5.8×104m3，節(jié)約聚合物干粉145 t，無效產(chǎn)液減少3.38×104t，節(jié)約成本310萬元，實現(xiàn)了降本增效的目的，開發(fā)調(diào)整效果較好。

表4 注入井方案調(diào)整前后對比Tab.4 Adjustment and comparison of injection well scheme

3 結(jié)論及認識

準確認識開發(fā)規(guī)律，區(qū)塊方案設(shè)計力求科學(xué)化、合理化。由于小井距高濃度注聚存在見效時間早、低含水穩(wěn)定時間短、含水回升速度快的特點，開發(fā)調(diào)整難度大，文中從不同角度、不同方向進行分析和采取相應(yīng)調(diào)整措施，均取得了較好的調(diào)整效果，為今后其他同類區(qū)塊開采提供了借鑒：

1）注聚前，125 m小井距應(yīng)該建立起更高的壓力梯度，要保證注采兩端均有一定的地層能力，才能保證注聚初期具有較好的注聚效果。

2）注聚后期，要加強含水回升期的綜合方案調(diào)整力度，及時采取壓裂、換泵等措施提高產(chǎn)液能力，促進二次見效；針對含水回升快及高含水井采取深調(diào)剖和分層注聚措施，有效控制含水回升速度，提高區(qū)塊采收率。