宋芳屯油田控制無效注采措施

高峰高亞全金峰王國強彭政婁志東

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

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3彭政3婁志東3

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

宋芳屯油田已進入特高含水期開發，為控制無效注水和無效采出，對注水井方案進行了調整。通過降低高含水、高壓層的注水量，并結合堵水措施進行平面調整，降低了高含水層的產液量；同時，對堵水后管柱進行優化設計及地面參數的及時調整，取得了較好的堵水效果，并在控制無效注采、降低油田開發成本方面獲得了一定的經濟效益。

無效注采 控制方法 節效增效

隨著油田的開發，宋芳屯油田進入特高含水期，年均含水率為90.60%，油田注水、產液能耗高，給控制油田生產成本帶來了極大的難度。為了達到控制含水上升的目標，需進行注采結構的調整并且對注水量和產液量的增長速度進行控制。

1 控制無效注水

1.1 優化注水結構和平面調整

2007年注水方案調整原則是針對2006年油井轉注和新井投注的有力時機，重點調整轉注區塊2套井網的注水量匹配，搞好平面調整。對油改水和新井投注鉆遇原井網的河道砂，在老方向上減水；為了控制含水上升速度對高含水層進行減水，為了降低層間壓差對高壓層進行減水，控制高壓高含水層的產液量。

方案調整28口井28個層，日配注由730m3降到8 5 m3，減少645 m3；日實注由748m3降到8 6m3，減少662m3。統計周圍連通的35口未措施井，日降液103t，日降油9.5t，含水上升0.14個百分點，流壓下降0.43M Pa。

一是實施高壓層減水，減少低效注入。通過對注采關系進行綜合分析，有針對性治理高壓井層。高壓層減水8口井8個層，日配注減少220m3，日實注減少225 m3。其中，有注無采型2口井2個層，注多采少型6口井6個層。統計連通的9口未措施井，日降液18t，日降油2.3t，綜合含水上升0.45個百分點，流壓下降0.08M Pa。

二是對含水上升速度快和高含水井進行調整，控制高含水方向注水。方案減水15口井15個層，日配注減少295 m3，日實注減少303m3。統計周圍連通的26口未措施井，日降液8 5 t，日降油7.2t，含水下降0.02個百分點，流壓下降0.55M Pa。

2007年上半年注水方案下調30口井33個層段（表1），日配注由8 35 m3降到170m3，減少665 m3；日實注由8 42m3降到141 m3，減少701 m3。其中，基礎井方案調整18口井18個層，日配注減少425 m3，日實注減少437m3；調整井方案調整10口井10個層，日配注減少220m3，日實注減少225m3。

統計周圍連通的35口未措施井，日產液由1148降到1045t，日降液103t，日產油由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個百分點，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、地層壓力高的調整井開展全井周期注水，半周期2個月，通過周期注水調整層間壓差，減緩層間矛盾，減緩含水上升和產量遞減速度。

2）為控制無效注采循環而停住3年以上的厚油層，目前可能成為潛力層，不能進行層內細分的采取周期注水，提高厚油層的動用程度。

控制高含水層注水量和部分層實施周期注水調整。通過控制含水上升速度、改變液流方向，擴大注水波及體積，減緩產量遞減。2006年上半年實施14口井15層段，方案日減水350m3，實際日減水344 m3。其中，高含水區塊周期注水3口井3個層段，方案日減水65 m3，實際日減水68m3；高含水區塊減水11口井12個層，方案日減水28 5 m3，實際日減水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個百分點，流壓下降0.47M Pa。

1.3 運用調剖方法，封堵層間和層內無效（低效）循環

1）深度調剖。為向層內要油，在層內控水。目前已完成1口井，未對比。

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

表1 采取淺調剖措施3口井的前后效果對比

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、低效產液的一項直接而有效的措施，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雜，高含水井層逐漸增多，層間矛盾和平面矛盾進一步激化。對于非均質多油層注水開發的砂巖油田，進入特高含水期開發階段，會產生一部分強水淹層，若使這部分油層繼續參與生產，會造成油井產液剖面不均衡。這不僅給弱水淹油層的開發帶來不利影響，而且由于油井產水量的增加，也會降低整個油田開發的經濟效益。

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，強調降水和增油并重；在選層上，強調動靜分析和測試成果相結合的做法：優先選擇縱向水淹程度不均勻，產油發揮作用較小或未發揮作用及固井質量好無層間竄槽的層段。因此，必須采取有效措施，適時地對強水淹高含水層進行封堵，即進行油井堵水，以控制高含水層的產液量，降低流壓，提高低含水層的產液量，達到調整產液剖面的目的。

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定靜止狀態，提高堵水成功率。無卡瓦支撐，結構簡單，起下安全，封隔器密封性能好，解封可靠、能封堵多個高含水層。由于封隔器處于自由懸掛狀態，坐封時，封隔器居中，密封率高，泵抽生產和檢泵作業對堵水管柱無影響。更換管柱時，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 井下優化設計

2.2.1 動靜結合進行泵徑、泵深優化設計

堵水井接替層為順直河道砂，由于動用狀況不同，堵水效果不同。

1）全井多層高含水，接替層動用好，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，接替層調整作用好，堵水后產液、含水下降幅度大。例如：5G 36-47井57 mm換44 mm，泵深由8 92.05m變為947.8 5m。

3）注采方向單一，接替層動用程度較低，堵水后降液較多。例如：5G 20-27井泵徑56mm換44 mm，泵深由940.8m變為947.27m。

2.2.2 安裝扶正裝置

理想狀態下抽油桿在油管中做往復的直線運動，而實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在一定的井段內產生彎曲；當彎曲達到一定撓曲時便與油管接觸產生摩擦，造成桿、管磨損。下沖程時，油管處于受拉狀態，不可能發生彎曲，只有抽油桿可能出現彎曲與油管發生摩擦而造成偏磨。根據實際起出管柱情況，5G 16-34井、5G 20-27井安裝了扶正器。

2.3 堵水后的參數調整及效果分析

2.3.1 參數調整原則及效果

合理的沉沒度是保證油井穩產及降低桿、管偏磨的基礎。在抽油泵正常工作的情況下，沉沒度的高低是衡量抽油機井工作制度是否合理的因素之一，沉沒度過高或過低對保證產量和提高經濟效益是不利的。

根據油井流入流出動態曲線，應用流壓與地層壓力及飽和壓力的經驗關系式[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，由經驗關系式計算出宋芳屯油田合理流壓為3.8 6M Pa。

參考有關資料[1]，不同泵徑的抽油泵正常工作時所需的沉沒度如表2所示。

表2

對于堵水后泵沉沒度小于50m的2口井根據實際情況進行了參數調整，見表3。

表3 堵水后參數調整情況對比

參數調整前后對比發現，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 油井堵水前后參數匹配對比

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%。措施前后對比表明，產液由144 t下降到51 t，下降了93t；日產油由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個百分點；流壓下降2.38M Pa。

堵水后平面調整受效，連通10口油井，日產液由175 t升到195 t，日增液20t，日產油由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個百分點，流壓由3.56M Pa升到4.30M Pa，流壓上升0.38M Pa。

2.3.3 堵水井連通水井調整情況

堵水后連通水井進行了減水措施，實施4口井日減水145m3，累積減水34 18 0m3。

3 能耗效果分析

能耗效果數據統計見表5、表6、表7。

表5 水井各項措施減水情況統計

表6 油井降液情況統計

表7 4口堵水井節能效果對比

減水節約資金約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，共計節電125.3×104k W h；耗電節約資金64.4萬元（每度電按0.514 2元計算），共計節約資金18 8.4萬元。

4 結論與認識

1）通過注水井的方案調整，控制無效注入水，降低油田開發成本。

2）機械堵水成本低，適應性強，可堵多層，能滿足細分堵水等方面的要求，是控制無效、低效產液的一項直接而有效的措施，同時可以減緩層間矛盾。

3）堵水后，根據井的發育條件優化井下方案并且及時進行地面參數調整，保證油井在較合理的沉沒度下工作。

4）以上措施在實際應用中表明，能夠改善油田開發效果，控制油田開發成本。

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

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.06.014

2012-03-11）

高峰，2000年畢業于大慶石油學校，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任公司第二采油廠，163414。