二元驱中后期综合治理研究-...1年曾因滨江路综合整治工程获中国人居环境奖.2012年,作为重...
郑大伟
[摘 要]锦16二元驱自2011年4月开始注聚以来，通过不断调整，注采系统日趋完善，聚驱效果逐步提高，达到了预期效果。到2013年底调整基本结束，2014年2月日产油达到最高的351吨，之后随着采出液浓度的增加，泵效下降，出砂加剧以及液量下降等生产问题凸显，产量呈逐渐下降趋势，截止到2014年12月日产油下降到282吨。2015年以来通过深入研究，开展了以低效异常井恢复为导向的综合治理研究，实施了酸化解堵、动态调整、提高举升效率等治理措施，产量递减趋势得到了缓解，2015-2016年年产油达到了近年最高，进一步提高了开发效果。
[关键词]锦16 二元驱 采出液浓度 泵效 出砂 治理措施
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0042-01
1、二元驱概况
1.1 油藏概况
锦16块二元驱工业化试验区位于区块中部，试验区目的层位为兴Ⅱ47-8，含油面积1.28km2，地质储量298×104t。转化学驱前为注水开发，采出程度为47.2%。试验区采用五点法面积注采井网，注采井距150m，有效厚度13.6m，平均有效渗透率750×10-3μm2，原始地层压力13.98MPa，地下原油粘度14.3mPa·s，原始地层水矿化度为2467mg/L。
1.2 开发历程
二元驱于2007年9月开始新钻井并实施非目的层挖潜，2009年8月开始空白水驱，2011年4月6日正式转注聚合物，2011年12月中旬完成前置段塞注入，进入主段塞阶段，2014年3月进入产量下降期。
1.3 开发现状
截至到2014年12月，试验区总井72口，其中采油井48口，日产液量1868t/d，日产油302t/d，综合含水83.8%，二元驱阶段累产油28.43×104t；采出程度59.8%。注入井总井24口，日注入量2127m3/d，累注入量251.17×104m3，累计注采比0.98。
2、存在的主要问题
2.1 采出液聚合物浓度增加动液面下降
随着注聚的不断深入，二元驱生产井的见效，采出液聚合物浓度呈逐渐上升趋势。由2012年的48ppm上升到到2014年12月已上升到289ppm。动液面呈下降趋势，从190米下降到354米。
2.2 仍存在不见效和低效井
2013年4月到2014年9月，油井普遍见到效果，日产油平均增加4倍，平均单井日产油7.6t/d，但也存在部分井生产效果不理想，试验区高含水大于95%、日产油小于3t/d的低效井有14口。
2.3 部分井的注入剖面仍不均衡
从吸聚统计来看，试验区吸聚状况较差的井还有12口，占总井数的一半，这些井将是下步进行剖面治理的重点。
2.4 出砂加剧检泵周期缩短
驱替过程中由于聚合物溶液裹挟作用增强，造成出砂加剧，统计检泵井发现，由于出砂原因造成检泵呈逐渐上升趋势，检泵周期也逐年下降。检泵周期由2011年的684天下降到2014年335天。
2.5 常规泵适应性变差泵效下降
采出液浓度上升导致粘度增大，对柱塞泵凡尔的开关造成影响，部分油井出现泵工况差的现象，泵效普遍降低，2012年以来由平均单井泵效78%下降到2014年底的68%。
2.6 抽油机井杆管偏磨问题突出
油井采出液含聚合物浓度的升高，导致举升产出液体性能发生变化，产出液粘度的增大导致抽油杆上行负荷大，下行摩阻大，使杆柱更容易弯曲变形、偏磨。进入主段塞阶段以来，发生杆管偏磨作业35井次，部分油井多次偏磨断脱。
3、综合治理对策及效果
3.1 细化注采调整，提高聚驱效果
一是调整注入剖面，提高吸水能力。2015-2016年共实施水井措施16井次，其中补层1井次，分注4井次，酸化3井次，重组1井次。二是调整产液剖面，提高驱油效果。对生产效果差的油井细化小层调整，补层合采12口，补层堵水7口，2年增油3108 吨。
3.2 深入解堵研究，治理低产井
一是多氢酸解堵处解决化学堵塞。针对二元驱部分生产井液量下降低产的问题，最初采用常规酸化解堵措施，实施2口井，效果不理想。经过分析，该类井都有高产期，产量逐渐下降，生产作业出砂不严重，且生产中均见到了一定采出液浓度，说明该井应主要为化学堵塞而非物理堵塞，为此提出了事宜化学解堵的多氢酸解堵。实施6井次，平均单井日增液16.8t/d，日增油4.4t/d。二是强负压解堵解决物理堵塞。对采出液聚合物浓度高、含水高油井开展强负压解堵实验，实施3口，日增油3.3t/t。三是压裂防砂解决出砂严重问题。考虑到二元驱油层集中，隔层相对差，压裂后纵向可能存在窜槽的情况，未扩大开展，只对出砂较严重，井况好的1口井实施，压裂后该井已正常生产13个月，累增油685吨。
3.3、开展二级泵研究，提高泵效
针对二元驱泵效不断下降的情况，对采出液浓度大于100ppm的油井陆续由I级泵换为Ⅱ级泵，目前已完成了21口，占42%。下II级泵后其泵效比正常生产时要高，由46%上升到82%，见效明显，平均单井日产液上升了9t/d。从采出液浓度来看，100-200ppm油井下Ⅱ级泵后泵效最高。
3.4、提升泵挂，减少偏磨
针对二元驱平台井整体斜度大，中后期采出液浓度增加后，管杆偏磨严重、检泵周期下降的情况主要采用提升泵挂避开偏磨严重井段的手段，2015年至今二元驱检泵井共实施提升泵挂38井次，检泵周期得到延长。
3.5、強化动态调整，提高油井生产效果
通过强化资料的录取与分析，开展井组动态分析，及时调整注采参数，保障各井组的注采平衡。同时，通过控制高浓度井产液或提高单井产液，来达到改善井组生产状况的目的。如锦2-6-A226井组，生产井4口，针对锦2-丙6-A236井采出液浓度低，含水高的情况，实施了的调参引效，在其采出液浓度增加、产量上升后，降低其产液，对井组内其对向井的锦2-6-AT216井实施调参，均见到了一定效果。
4、效果评价
4.1、产量递减得到控制
试验区日产液由1792t/d上升保持在1836t/d，日产油由2014年最低282t/d到上升到2015年最高的317t/d，到2016年日产油保持在244t/d，采油速度保持在3.0%水平。
4.2泵效得到提高
通过泵型的筛选及低效井的治理，试验区泵效由2014年68%上升到目前的75%。
4.3 检泵周期延长
通过防偏磨治理以及出砂治理，检泵周期得到延长，由335天上升到358天。
4、开发效果得到提高
与开发方案对比，同期累计产油高于方案，方案预计6年采油41.91万吨，实际42.18万吨，含水预测91.1%，实际为86.7%。
5.结论及建议
5.1、通过中后期治理，二元驱递减得到控制，采油速度得到了保持，开发效果高于方案预测。
5.2、多氢酸解堵解堵技术的应用较好的改善了低效井生产效果，建议扩大应用。
5.3、随着采出也浓度的增加，生产井偏磨增多，I级泵适应性变差，II级的应用结合提升泵挂较好了解决了生产中的难度，为二元驱深入推进提供了借鉴。
5.4、随着油层堵塞进一步加深、动液面的下降，出聚、出砂将进一步影响日常生产，建议深入研究出聚治理。
参考文献
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