限液變流線優化注采結構的應用探討

劉衛東 劉成俊 李妍春 李雁冬

摘要：油田已進入特高含水期，油水井間大孔道竄通現象突出，注入水在地層低效循環，起不到驅油效果，造成水驅能量的浪費，部分井已無經濟效益。為維持采油速度，實現效益開發，油井高含水后需調參提高液量生產，給采油、作業、集輸系統帶來很大的難題。

關鍵詞：限液變流線;注采調整

努力適應新常態，如何提高油田開發質量和效益，統籌優化，從嚴管理，這是油田當下的發展方向。作為采油單位，既要看到形勢的嚴峻性，也要看到自身的潛力和優勢。新常態會促使開發生產更加規范，低油價會促使開發存在問題的進一步暴露，如何抓好精細開發管理，實現降本增效，成了油田面臨的主要問題。

1基本概況

孤東采油管理二區管理著一區、二區、三區、六區以及斷塊單元的部分油水井，含油面積12.9平方千米，地質儲量5542萬噸，其中二區、三區、六區5-6為注聚后續水驅單元;六區3-5為三采正注單元。全區包括31個計量站，21個配水間，目前油井總井360口，開井310口，日產液20297噸，日產油892噸，綜合含水95.6%，動液面566米，平均單井日產液66.1噸，日產油2.9噸，綜合含水95.6%。水井總井151口，開井130口，日注水量17547立方米，平均單井日注水量57立方米。注采比0.87，累計注采比0.97，采出程度29.6%，采油速度0.57。

年初單井產量小于1噸井60口，平均日液41.1噸，日油0.5噸，綜合含水98.7%，平均單井耗電量247千瓦時，其中綜合含水大于99%井14口，產量小于0.5噸井22口。油水井間大孔道竄通現象突出，注入水在地層低效循環，起不到驅油效果，造成水驅能量的嚴重浪費，考慮維護費用、作業費用、液量處理費用、耗電費用、注聚費用等，部分井已無經濟效益。

2開發及生產中問題探討

作為特高含水期的老油田要以降低單位操作成本為主抓手，先算后干，精細油藏開發管理，努力實現創新創效、提質增效和節支保效。我區就如何把準潛力點、規避風險點，做好挖潛增效工作展開研究，精細節點管理，多措并舉，努力實現讓每口井產量最高、工況最合理、耗電最少、檢泵周期最長、交變載荷最低的目的。

2.1開發上存在的主要問題

油田已進入特高含水期，油水井間大孔道竄通現象突出，注入水在地層低效循環，起不到驅油效果，造成水驅能量的浪費，考慮維護費用、作業費用、液量處理費用、耗電費用、注聚費用等資金的投入，部分井已無經濟效益。尤其是高見聚油井，對聚丙烯酰胺、磺酸鹽等藥劑浪費較大，而且三采聚驅油井投入成本高，不僅造成成本的嚴重浪費，而且油井高見聚后地面管理難度大，管線穿孔、井口油葫蘆、抽油機負荷沉、偏磨加劇等問題顯著，所需維護費用顯著增高。

2.2生產上存在的主要問題

為維持采油速度，實現效益開發，油井高含水后需調參提高液量生產，給采油、作業、集輸系統帶來很大的難題。一是單井的電流、電量增加，負荷增加，地面設備能耗增加，抽油機維護費用相應增加;二是井口光桿干磨漏油，管線腐蝕穿孔頻繁，安全環保任務加大;三是桿、管偏磨加劇，抽油桿應力載荷增加，作業頻次及桿、管損壞現象嚴重;四是聯合站污水處理負荷重，注水系統負荷增加，集油干線、注水干線問題增多。

3限液變流線優化注采結構應用及效果統計

我們以“有效的液量、高效的措施、合理的調配以及綜合挖潛”為方向，多措并舉，實現單井及油藏的提質增效。同時，綜合低液、高耗、高含水、偏磨腐蝕等情況，積極開展參數優化、限液變流線、間開、替油等綜合挖潛措施治理問題井，達到提質增效的目的。

查閱剩余油分布研究相關資料，結合動態資料分析情況，剩余油呈現“普遍分布、局部集中”的規律。由于非均質性嚴重（平面非均質、縱向非均質）、井距不均勻、井間采液注水強度不一致等原因影響，主流線上動態對應好，大孔道竄通現象突出，而非主流線由于滲透率低、孔隙度小、泥質含量高等因素影響，水線波及體積小，地質儲量動用差。以往挖潛低滲潛力層，主要是利用作業手段，包括補孔改層、換卡堵管柱、堵水、調剖等分層開采工藝，封堵高含水出水點，放大低滲層生產壓差，解決開發中的三大矛盾。隨著開發的不斷深入，層間接替措施越來越少，尤其針對高含水、高見聚油井，傳統手段作業成本高、成功率低、增油少、有效期短等問題日益突出，需要我們不斷摸索，尋找低成本、高效益的開發思路。

對高含水、低效井區實施限液變流線試驗，抑制局部、提高整體，改變水驅液流方向，提高油田開發效果和效益。一是斷塊油包水類型油井，以限液為主，降低水線突破速度，增加水舌突進阻力，擴大水線擴散半徑;斷塊油離水型油井，邊水或底水已突破至油井井底，限制液量效果不佳，需關井恢復油水界面，重新形成驅油方向;二是水驅單元優先考慮含水差異大井組、油水井間大孔道明顯井組、采出程度低的井組，限制主流線油井液量，對非主流線油井提液引效，改變驅替的液流方向，以提高井組整體開發效益為主。同時跟蹤水井壓力變化，對限液后壓力上升井，因提高注水壓差，強制注入水進入新的驅替范圍。三是聚驅油井應綜合注聚開發成本、原油產量、見聚濃度，對低效、無效的高見聚油井實施限液或計關，同時非主流油井應加大提液力度，提高存聚率，以達到提高噸聚增油和聚合物利用率;對單向對應竄聚油井，油井可采取限液或計關調整吸水剖面，水井可控水計關調整采液剖面。

管理二區今年已實施限液變流線27口，控制無效液量952噸，減油2.9噸，含水下降0.7%，日均節電1882千瓦時，對應油井31井次，有效22井，日增油7.9噸，累積增油461噸，累積節電27.078萬千瓦時。按原油每桶油48美元、電量0.5元/千瓦時計算，累積取得效益111.5344萬元，同時使得地面設備維護費用、液量處理費用以及作業頻次都有所降低。

4限液變流線應用注意事項

首先，加強動態分析，從注采井網、河道發育狀況、油藏構造狀況、歷史生產數據、地層壓力變化、鄰井生產情況、對應關系、地層連通狀況八個方面綜合考慮，找出油井的來水方向、出水層位、低液原因，制定切實可行的治理措施。

在實施中嚴格執行五天一跟蹤的效果統計臺賬，及時觀察井組水線變化，采取二次挖潛措施。重點監控好源頭數據的錄取，包括該井液量、生產壓差的變化情況，鄰井液量、液面的變化情況，水井壓力、吸水指數的變化情況，及時做好流線動態分析，鄰井提液增效，水井調配提水等工作，加強油水聯動，提高水驅開發效果。同時對無效井組及時分析，提高二次挖潛力度。包括對地層邊界的認識、油水井間連通狀況的認識，及時對鄰井采取試擠、防砂等提液措施。同時加大套管替油、間開等群扶挖潛措施，彌補產量損失。

參考文獻：

[1]萬新德.解放思想、挑戰極限、勇創特高含水期開發調整新水平.大慶油田薩北開發區“九五”期間技術實踐，2001，27（1）：3-10.