优化方案巧挖潜措施增油创新高 -中国石化新闻网-新闻频道
周楠楠
[摘 要]分析了北一区、南一区套损情况及原因，并提出了套损防控下调注水强度或停注措施。按开发方案调整重点，难易程度，继续加大大修力度。改善单井注入状况，落实分类油层挖潜潜力，细化注水层段，优化调整措施，开发效果明显改善。
[关键词]高含水期，驱油效率；挖潜措施
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）48-0337-01
1 套损情况
（1）北一区。断东相继发现标准层套损井5口，均为套管变形。从近年套損井分布情况看，标准层套损区域内仍不稳定，套损有从北向南漫延的趋势。在标准层套损井300m范围内共计查套43口井，其中井况正常32口，套变1口，拔脱10口。针对查套出现问题井，扩大范围进一步排查。
（2）南一区。套损井层位主要集中在S1_4+5间S2_1，我们以错断井为中心，划定周边25口注水井，对同位素，固井质量曲线和注水压力进行筛查，查找原因。发现同位素资料中80-斜P51井在未射孔层（880-900米）出现异常吸水显示，该井为2002年投产的PI组采出井，2014年12月转二类油层水井利用，投产时间长达15年，固井质量下降，出现水窜，诱发套损，此外还发现同区域同深度固井质量较差井1口。对固井质量差井Z80-SP51、Z272-E050偏I组卡死停注，避免套损蔓延，周围水井实时跟踪监测压力变化，套损井区，SII4以上注水强度控制在3m3/d.m以内。2017年水驱新增高含水关井170口，累积高关井增至231口。油井利用率由84.13%下降到77.56%，注采不完善程度进一步加深，高压区和套损区增加不稳定因素，部分井需开井恢复生产。挽回产量损失，关前日产油量大于1t的井建议开井；高压区（关前日产油量大于0.5t）井建议开井；套损区内的井避免憋压，建议开井；关井集中区域做好水量匹配调整。
2 提高水驱油效率挖潜措施
2.1 探索高台子剩余油挖潜
（1）针对SP油层封堵后潜力余地小，努力探索高台子剩余油挖潜。中东高台子加密井采取压电开关堵水，取得较好的增油降水效果。
（1）加大注水井况异常井治理。针对去年集中出现的套损以及管柱问题井，积极抢干大修及重配作业，截止目前共大修治理开井80口，重配开井34口，共恢复日注水量11634m3。
（2）优化北高新老井层系匹配调整。北高新井与老井存在共射层（连通比例在20-40%），区块含水上升速度加快。以8注28采为实验区开展老井封堵高II组层系优化工作，注水井封堵2口，干成1口，采油井封堵6口，干成3口。
（3）高台子加密井含水控制挖潜技术。对萨葡油层封堵后潜力余地小，探索高台子剩余油挖潜。中东高台子加密井采取压电开关堵水。A井分卡4个层段，其中GIII2油层砂岩厚度6.3m，从沉积相带图上看，发育窄条状河道砂体，判断为主要高含水层。A井于3月7日对该层卡堵，堵后日增油2.43t，含水下降2.5个百分点，该井后续仍有挖潜余地。
（4）加强单井分析，落实好分类油层挖潜潜力。一是针对高含水层，优化组合注水层段，优化配水量及采油井生产制度，其中注水井调整32口，采油井关控170口。二是套损区针对危险层段及注采不平衡井区下调注水强度或停注，共实施18口。三是薄差层加大增注措施力度，改善注入状况。四是低压区和新井区提水，恢复地层能力。五是高压区放大生产压差，及时提液。水驱沉没度得到稳步恢复，含水上升速度减缓，开采形势稳定。产量下降较多的主要集中在东高小井距、中高小井距及北一区断东萨葡。
2.2 水驱调整思路
（1）做好南、北、东过三大区块配合注聚井网封堵工作，杜绝两驱干扰。加快北东过、北高新老井全区层系优化调整进度、进一步控制含水上升速度。优化中东、东区非套损区压、堵、换等潜力挖潜，做好分类油层控水提效工作。
（2）推进反九点井区注采系统调整。初步安排各项措施方案466口。反九点发面积井网注采井数比低，井距长，采油井受效差，不利于长久开发。角井转注调整为五点法，预计执行49口，日增注4270m3。加大欠注井增注措施力度，改善局部井点注入状况。细化注水层段，优化措施组合，强化高低压两区测试调整。
1、水驱配合注聚封堵工作量。此外配合南区注聚，采油井封堵11口，封堵砂岩厚度18.6m，有效厚度8.5m，比例分别占11.6%和14.3%。北高、北东过新老井层系匹配调整工作：考虑新老井层系互相干扰不利调整，建议同区域老井封堵高II组。
2、北东过三～四条带加密井投产之后，重点进一步完善层系，同时针对注采比偏低，逐步上调注水量，提高供液能力。
3、中区东部、东区高台子加密非套损区控水提效挖潜。中区东部高台子加密井，主要开采高III组，其间发育厚度较大的窄条状河道砂体与薄差席状砂交织分布，采油井高产液、高含水、高沉没度矛盾较突出，平均单井日产液112.4t，含水97.6%，沉没度447m。
4、实施堵压结合，对射开厚度大，发育好的高III5、III6等油层实施封堵，对薄差层实施压裂。这类井共55口，其中优选产液大于100t，含水98%以上的井5口。
5、东区高台子新井非套损区（50号井以西），主要开采高II组，表内席状砂大面积发育，坨状砂体零散分布，采油井砂岩厚度大，但产液能力低，平均单井日产液59.8t，采液强度只有1.78t/d.m。
挖潜对策：油水井同步压裂，改善连通关系，确保措施增油效果，延长有效期。优选产液低于40t，含水小于95%的井。
6、积极实施压力系统调整，减小套损隐患。一是继续实施降压注水。从2006年起开始对顶破裂压力注水井实施降压注水，共实施降压注水108井次，初期日影响水量112m3，实施降压注水100口井，初期日影响水量1127m3。二是加大异常压力井层调整力度。通过对压力系统现状以及注水强度的分析和认识，确定了压力系统调整的重点：注水井端层段压力差异大于3.5MPa的井，注水强度大于15.0m3/m.d或小于4.0m3/m.d的层进行异常压力井层调整98井次。
3 结论及认识
（1）大面积集中套损严重影响开发效果，加速含水上升速度。针对东区大修未成井，产量下降幅度大。应该监控注水状况，缓解小层憋压，平衡压力系统，控制套损趋势。强化监控：一是依据套损井位，划定套损区域；二是区域内剩余19口井建议尽快实施查套；三是外扩一个井距的33口边界井加密监测压力变化。针对近期出现的二类油层套损井，继续加大SII4以上层段停注力度。
（2）以“长冲程、大泵径、低冲次”为原则，保持原来产量及流压不变，对抽汲参数进行优化。低沉没度井有序下调参数。东区水驱油井已下调参数，缺失2个以上注水方向的油井，且沉没度低于100m井，第一批下调缺失1个注水方向的油井，视沉没度变化情况后续下调。继续加快大修作业及方案运行进度。
参考文献
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