淺析注聚驅低效井工藝技術改進

韓萍萍 畢建梅

摘要：通過對孤島油田注聚區內，低液井產生的各種因素的分析，找尋解決影響聚合物驅內油井產液能力低的最佳方案。針對不同的低液井，根據生產特征、開發規律不同，采用高壓一次充填、逆向充填防砂等工藝和技術，為注聚區內低液井提高產能打下扎實基礎。

關鍵詞：注聚；采收率；工藝技術；后續水驅

0引言

孤島采油廠目前已有注聚項目16個，其中正注聚項目5個，年產原油占全廠年產量的46%。聚合物驅提高采收率幅度僅為6%～10%，聚驅后仍有50%左右的原油滯留地下。針對聚合物驅的低液井，從小層發育、油水對應、作業井史、開發曲線和生產管柱等多個資料入手，分析出低液井產生因素，找出各類低液井的開發規律。針對不同的低液井，生產特征不同，開發規律不同，面對注聚區和后續水驅單元存在的油井低液量問題，近幾年在防砂工藝上，重點推廣應用了高壓一次充填技術，近期開展了逆向充填防砂工藝和與防砂配套的聲波助排技術及氣動力深穿透解堵技術，在現場應用取得了較好的效果，為油田注聚區內提升聚合物采收率，提高低液井產能提供了很好的借鑒作用。

1.調查與分析

目前孤島油田聚合物驅單元以51%的開井數承擔51%的產能，其中正注聚單元以18%開井數承擔24%產量，后續水驅單元以33%開井數僅承擔27%的產量。通過注聚區單元低液井（日液<30方）分級統計表可以看出，低液井共有207口，占注聚區單元的20.6%，單井日液15.2方，單井日油2.8t，綜合含水81.6%，動液面659.5。正注聚單元低液井98口，占正注聚單元的27.7%，其中按照液量分級，日液<10方、10-20方和>20方井分別占正注聚單元9.4%、10.8%和7.5%，平均單井日液14.2方，單井日油3.3t，綜合含水76.8%，動液面722.8m；后續水驅單元低液井109口，占后續水驅單元的16.6%，按照液量分級，日液<10方、10-20方和>20方井分別占后續水驅單元5%、5%和6.5%，平均單井日液15.3方，單井日油2.2t，綜合含水85.6%，動液面602m。

2.注聚區低液井影響因素分析及開發規律特征

2.1 注聚區低液井單元分布情況

通過孤島油田注聚區低液井單元分布情況統計表，后續水驅單元低液井分布均勻，比例較大的中一區館4和中一區館5單元，分別占25%和17%。正注聚單元低液井分布集中，南區3-6和中一區3-6單元的低液井占73%，主要原因儲層發育差和注采對應差，地層能量低導致的（表2）。

2.2注聚區低液井影響因素分析

后續水驅單元共有低液井109口，分析低液原因，主要是由于油井防砂管堵塞、井況因素、舉升工藝不合理、地層能量不足等原因造成的。

正注聚單元共有低液井98口，其中儲層發育差、注采對應差、原油物性差、繞絲防砂、鉆井泥漿污染及作業過程中入井液污染導致近井堵塞、井況差、機采參數不合理和泵效低分別占23.5%、27.6%、14.3%、13.3%、9.2%、6.1%、3.1%和3.1%。

兩個單元低液井影響因素來看，后續水驅單元油藏低液井主要影響因素是繞絲防砂導致的，占39.4%，儲層發育僅占4.6%。正注聚單元主要影響因素是油層發育和注采對應關系差導致的，占50%。主要是正注聚單元大多位于孤島油田儲層發育邊部和斷塊復雜區，開發層段多，井網復雜，注采對應差，原油物性差等原因導致的低液井多。

2.3 不同影響因素低液井開發規律

通過對注聚區207口低液井影響因素分析，將整個注聚區低液井分為先天低液井和后天低液井兩大類。同時按照開發特征和開發規律的不同，先天低液井細分為儲層發育差、原油物性差和注采對應差等3類；后天低液井分為繞絲防砂、鉆井作業導致近井堵塞、井況差、機采參數不合理和泵效低等5類。不同的低液井，生產特征不同，開發規律不同，

3.治理措施及效果分析

3.1 優化防砂工藝，提高近井導流能力

針對注聚區和后續水驅單元存在的油井低液量問題，近幾年在防砂工藝上，重點推廣應用了高壓一次充填技術，近期開展了逆向充填防砂工藝和與防砂配套的聲波助排技術及氣動力深穿透解堵技術，在現場應用取得了較好的效果。

3.1.1高壓一次充填技術

（1）技術原理

目前國內的繞絲（割縫）管礫石充填防砂施工泵壓小于破裂壓力，砂比低，礫石充填的顆粒排列密實程度差，尤其在環空內的礫石排列主要靠重力沉降自然堆集，密實程度更差。高壓一次充填技術是利用壓裂設備，通過耐壓井口和高壓充填工具，利用羥丙基胍膠攜砂液，將石英砂高密度、高壓攜帶進入地層和油套環形空間。使地層和環空充填的更密實，有利于保持礫石充填防砂井近井地帶的滲透性，延長礫石充填防砂有效期，提高油井產液能力。與常規充填技術相比，高壓充填防砂技術，可以減少攜砂液用量，減輕對油層的傷害；加大攜砂比，提高地層和環空礫石充填層的體積和密實程度，增大礫石充填層的導流能力，降低生產壓差，有利于減緩出砂。

（2）攜砂液性能指標

在礫石充填作業中以往采用的攜砂液主要是油田水和清水。這兩種攜砂液均屬于低粘攜砂液，它的優點是，可用于長井段充填；缺點是，攜砂比小、用液量大、作業時間長、地層砂與充填砂易互混、對地層傷害大；使得充填作業施工達不預期目的。高粘攜砂液施工，用液量少、作業時間短、礫石受高粘液保護破碎少、篩管不宜被堵塞、充填礫石和地層砂不宜互混、容易充填套管以外地區。為了改善近井地帶的滲流環境，減小對地層的污染，我們研制開發新型的羥丙基瓜膠攜砂液。

室內實驗數據表明羥丙基胍膠攜砂液具有以下特點：①4‰-4.4‰的羥丙基胍膠，在溫度40℃時，粘度可達100mPa.s左右；②粘度大、能夠滿足較高密度（攜砂比15%-40%）攜砂的需要；

③羥丙基胍膠的溶解速度快，方便現場應用；④摩阻小，摩擦阻力僅是水的40.3%；⑤破膠化水徹底，24小時就可破膠化水，粘度<2mPa.s；⑥對地層傷害小，殘渣<3%，是用于配制高密度充填攜砂液的良好原料，可以進入現場試驗。

（3）應用效果

截止目前2014年共施工26井次，其中效果不理想的4口，成功率85%，因為開井時間均較短，故最終的增液、增油效果還會更好。同12年高充效果對比如下表，12年效果好于13年效果因為12年1/3的井為南區館3-6的井，而13年一半施工井為南區館3-6的井。

經濟效益：平均單井增油150噸。效果不好的5口井，其中一口是因為補孔后地層本身供液不足，另外2口均為出砂較嚴重，液面較深，壓力脈沖無法對其進行有效解堵，必須檢換防砂工具。還有1口井因為油稠，地層能量不足，需要轉周，另一口井為大斜度井，大修兩次，本身供液存在問題。

參考文獻：

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