优化注采管柱设计，提高周期产量-王瑞英.doc

薀螁羆芄蒆螀聿肆莂蝿螈节芈蒅袁肅膄蒄羃芀蒂蒄蚃肃蒈蒃袅莈莄蒂羇膁芀蒁聿羄蕿蒀蝿腿蒅葿袁羂莁薈羄膈芇薈蚃羁膃薇螆膆薂薆羈罿蒈薅肀芄莄薄螀肇芀薃袂芃膆薂羅肅蒄蚂蚄芁莀蚁螇肄芆蚀衿艿节虿肁肂薁蚈螁羅蒇蚇袃膀莃蚆羅羃艿蚆蚅腿膅螅螇羁蒃螄袀膇荿螃羂羀莅螂螂芅芁螁袄肈薀螁羆芄蒆螀聿肆莂蝿螈节芈蒅袁肅膄蒄羃芀蒂蒄蚃肃蒈蒃袅莈莄蒂羇膁芀蒁聿羄蕿蒀蝿腿蒅葿袁羂莁薈羄膈芇薈蚃羁膃薇螆膆薂薆羈罿蒈薅肀芄莄薄螀肇芀薃袂芃膆薂羅肅蒄蚂蚄芁莀蚁螇肄芆蚀衿艿节虿肁肂薁蚈螁羅蒇蚇袃膀莃蚆羅羃艿蚆蚅腿膅螅螇羁蒃螄袀膇荿螃羂羀莅螂螂芅芁螁袄肈薀螁羆芄蒆螀聿肆莂蝿螈节芈蒅袁肅膄蒄羃芀蒂蒄蚃肃蒈蒃袅莈莄蒂羇膁芀蒁聿羄蕿蒀蝿腿蒅葿袁羂莁薈羄膈芇薈蚃羁膃薇螆膆薂薆羈罿蒈薅肀芄莄薄螀肇芀薃袂芃膆薂羅肅蒄蚂蚄芁莀蚁螇肄芆蚀衿艿节虿肁肂薁蚈螁羅蒇蚇袃膀莃蚆羅羃艿蚆蚅腿膅螅螇羁蒃螄袀膇荿螃羂羀莅螂螂芅芁螁袄肈薀螁羆芄蒆螀聿肆莂蝿螈节芈蒅袁肅膄蒄羃芀蒂蒄蚃肃蒈蒃袅莈莄蒂羇膁芀蒁聿 优化注采管柱设计，提高周期产量（中油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁 盘锦 124109）摘要：曙光采油厂采油作业五区，生产区块主是要稠油与超稠油区块构成，以蒸汽吞吐方式进行降压开采，由于注汽技术本身存在的固有缺陷，注入蒸汽在油藏中“超覆”流动，注采管柱的合理设计直接影响到周期生产效果，通过优化注采管柱设计，在提高周期产量上获得较好的生产效果。关键词：注汽管柱设计；吸汽状况；周期产量；小组；超稠油1选题理由及目标1.1 选题理由由于稠油、超稠油区块是以蒸汽吞吐方式进行降压开采，则蒸汽热利用率高低、注采管柱的合理设计直接影响到周期生产效果。近年来随薄互超稠油开采规模不断加大，此类问题更加突出。集中表现在低周期井压裂汽窜、高周期井排水期长、地层压力低、供液不足，周期产量大幅下降。蒸汽吞吐是主要开发方式，针对油藏经营中长期存在的产量、成本不能统一，而周期产量低，直接导致生产成本上升，提高周期措施产量是油藏经营中制约成本的主要因素，因此提出本课题。1.2活动目标（1）根据实际生产情况，将采油作业五区吞吐井的周期产量50t（由650t/周期提高到700t/周期）。（2）增加措施产量0.5104t1.3 可行性分析（1）在2007年对所油井的吸汽剖面四参数资料进行了调查，通过四参数资料分析表明，从喇叭口到最后吸汽层可动深度只有25md左右，采取管柱加深油层顶以下25-30m办法切实可行，因此注汽管柱加深对提高油层纵向动用程度有一定作用。（2）根据热采普通稠油老区进行测压论证后，泵挂深度在油层中部时只能支持40m左右沉没度，只要控制好下泵初期产液强度，小泵深抽是可行的。（3）采取新的管柱设计机制，即采用，现场与地质研究相结合的选井机制，每月地质、工艺与采油区共同选定措施井号，每旬度再次确定现场实施井号，保证提高措施成功率。2 现状调查、分析并确定主要因素2.1 现状分析和调查课题确定后，对2007年无效的措施井措施配产量的油井，进行原因统计调查，因吞吐措施效果差影响64井次，注汽管柱设计不合理影响48井次，注汽质量差6井次，油层厚度因影响4井次，其中因注汽管柱设计不合理影响75%，统计结果如下： 影响断块产量完成率的原因调查表 (表1)序号项目频数(井次)累计(井次)累计%1注汽管柱设计不合理484875 %2注汽质量差85687.5 %3施工质量差66296.8 %4其它264100 %调查者:王瑞英2008年1月15日地点:曙光采油厂采油作业五区 根据调查表,本小组制定出了影响普通稠油产量完成率的因素排列图(图1)吞吐措施理果差老井递减大其它注汽管柱设计不合理施工质量差其它频频数数百百分分比比80%75%90%87.5%97.5%96.8%100%100%注汽质量差图1 制图：王瑞英 时间：2008年1月25日 2.2原因分析从排列图中看出, 注汽管柱设计不合理是导致周期产量低的关键因素，只要提高注汽管柱设计的成功率，保证周期产量完成，就可以完成措施产量，达到老井完成全年配产。2008年2月8日，2月10日，2月20日，针对这个问题，QC小组成员深入现场进行调查，通过召开小组活动会，分别从人员、设备、原料、方法及管理等个方面作了全面分析，并画出了因果分析图本小组采油头脑风暴法对造成措施效果差的原因进行分析，并列举在因果图上，经整理后图2。2.3 确定要因2008年2月22日-3月1日，本小组通过现场验证、现场调查、调查分析、统计分析等方法分别对15个影响油井周期产量的原因进行分析，逐个排查，确定影响周期产量的主要原因。末端因素一：缺乏调查分析。王瑞英检查了64口井，40口井资料不全。周期产量低的油井18口，16口资料不全，造成措施分析时不透彻，直接影响周期产量。要因。末端因素二：现场经验少。因为站内人员近几年不变，非要因。，末端因素三：生产环境差。油井所钻位置基本在一个区域，非要因。末端因素四：作业环节多。在现场观察发现任一口井作业程序较多：起油杆、起油管，下隔热管、起隔热管，下油管、下油杆，实施重点措施等，任一环节出错都将导致关井，措施失败。统计措施差40口井中有3口属作业影响，占的比率较小，非要因。末端因素五：管理不规范。制度只能要求人来完善，非要因。末端因素六：供液能力差。全体小组成员统计了周期产量低的油井122口井，占总井数20%,有5口措施后供液能力差，占措施差井数的3%。分析非要因。末端因素七：井况高损坏。共有套管损坏井144口，占投产井数的22.5%。有6口措施后效果差，占措施差井数的9%。非要因。末端因素八：油层纵向动用不均。统计作业区测试资料、四参数测试等吸汽剖面98口，主要吸汽层位集中在油层上部1/3位置,影响注汽热扩散,使周期产量降低.要因。末端因素九：油层发育差。我区油层发育差，油层渗透率在230-4200mpa.s，有效厚度在0.5-15.0 m，孔隙度平均26%，含油饱和度平均56%，横向、纵向非均质性严重，差异系数可达18。油层发育差部位单一措施效果差几率84%，要因。末端因素十：网管长。已形成固定注汽管网，非要因。末端因素十一：设备老化。引进新技术需要较长过程，非要因。末端因素十二：热损失大。现场对正在注汽的7口井进行调查，有2口井5处漏汽，占总井数的28.6%，且管线接头地方未保温，这是影响措施效果差的直接因素，可修复。非要因。末端因素十三：注汽管柱设计不合理。王瑞英统计作业区油井164口井，注汽管柱设计在油层顶部20m处，周期产量低的油井21口井，占效果差井数的33%。要因。末端因素十四：下泵深度不合理。杨秀玲统计处于开发后期的油井124口井，设计下泵深度，主要考虑防砂要求，下泵深度在油层的顶部，因供液能力差，下泵初期需要恢复液面后，才能正常开井的油井22口井，占总井数的34%。要因。综合以上的分析论证，我们最后确定人缺乏调查分析、油层纵向不均匀、注汽管柱设计不合理和下泵深度不合理是影响吞吐措施效果差的主要因素。3研究制订对策 2008年3月7日，针对各项要因，小组成员制定了相应的对策表（见表2）QC小组活动对策表 (表2)序号要因现状对策目标措施地 点负责人完成时间1人缺乏调查分析油井资料使用状况差深化资料分析资料准确齐全率100%1.绘制单井管柱图2.资料录入数据库3.录入资料由技术员检查地质队王瑞英2008032油层纵向不均形成汽窜精细油藏描述研究精细油藏描述研究1.精细区域研究2.精细油层小层吸汽研究3.进一步制定相对措施4.辅助工艺措施地质队常文霞2008043注汽管柱设计不合理下部油层未得到动用精细研究吸汽影响因素根据吸汽图版确定管柱下深1.管柱下深与周期产量图版2.储层厚度与吸汽关系图版地质人王瑞英2008044下泵管柱不合理效果差井中有25口井有12口井供液不足选择合理的泵径合理设计下泵深度，提高周期产量1、按周期进行不同的分类2、计算出不同的井的不同的泵径。3、 将不同周期油井作注汽强度与采油强度图版。4、泵挂与初期产液量图版地质队王影200804 表3 制表 ：王瑞英 时间：2008年3月7日4 对策实施小组成员根据分工，按照所制订的对策措施分头组织实施。4.1加强作业资料分析论证，使数据得到应用：小组人员将所有油井基础数据、井下作业数据、井况、连通图、周期产量进行整理，补全资料、进行分类进行分析，优选井号进行措施，同时针对措施完的油井也及时分析，防止注汽后吸汽状况差，影响措施效果，资料及时更新，逐渐形成一种保证油井均衡生产的PDCA循环模式。(图3)措施成功注汽下泵整理资料单井完井资料分类统计整理措施成功数据论证优选合理方案PDCA循环措施失败图34.2改变注汽速度与井茼热损失关系，最大限度改善吸汽剖面依据注采关系、周期产量、油汽比优化单井最佳注汽强度设计为：一周期注汽强度55-60t/m，2-9周期以5-10递增，10周期以后控制在100 t/m以内。见图4）研究注汽速度与注汽干度的关系，并对其进行优化，使蒸汽热利用率得以提高，油井周期吞吐效果得到改善。注汽速度的高低影响地面和井筒热损失、井底注汽流压、蒸汽推进状况，依据井筒热传学计算，注汽速度越高，井筒热损失、蒸汽干度损失越小。但较高的注汽速度在油层吸汽压力高时注不进去。优化注汽管网设计，近距离注汽实施10口井，平均吞吐4轮，平均单井注汽排量由6.5t/h14.5t/h，注汽压力由13.2MPa15.2 MPa，周期产油量542t863t，周期增油321t，除去正常递增因素，单井周期增油180t，累增油1832t。4.3优化注汽管柱设计，改善油层纵向吸汽状况四参数资料分析表明，见图5,从喇叭口到最后吸汽层可动深度只有25md左右，因此新井在使用一体管情况下提高油层纵向动用程度，采取管柱加深油层顶以下25-30m办法切实可行。2008年实施注汽管柱加深共53井次，周期结束可对比29井次，平均生产5轮，超过正常周期增油幅度24井次，有效率82.8%，平均单井加深27m，加深到井段1/2处，加深后平均单井注汽量16951760t，阶段生产90天，周期产油520741t，周期增幅143%，较正常规律平均单井增油171t，阶段油汽比0.310.42，上升0.11，效果较好，累积增产0.3208t。从实施区块看，曙127454兴隆台因储层纵向非均质性强，占到75.8%。从周期增幅与加深位置关系看，加深位置在井段的3/5效果最好，之前随加深深度增加周期增幅增加，之后因可动层减少，效果变差。因此确定最佳加深位置为井段的3/5处。4.4小泵深抽工作以保护油层结构不受破坏，油层不激动出砂为前提。根据热采老区曙1-026-369关井15天测目前地层压力为0.44MPa，说明老区地层严重亏空，泵挂深度在油层中部时只能支持40m左右沉没度，只要控制好下泵初期产液强度，小泵深抽是可行的。2007.5月开展加深泵挂实验，即在套管正常或套变较小情况下采取44普泵下带1-2根筛管加深到油层中部进行小泵深抽，增加生产压差提高油井产能，同时抽油机工作次数由6次/分下调到4次/分。今年以来共实施16井次，均有效，平均单井泵深由原来的1004m加深到目前的1033m，增加泵挂30m，措施后初期日产液由2.922.7 t/d，上升19.8 t/d，日产油0.10.8 t/d，上升0.7t/d，平均单井阶段生产145天，增液1810t，增油229t。累增液28966t，累增油2498t。总体分析有以下几方面认识：（1）、加深泵挂与检泵后沉没度增加正相关，但与初期产液量相关性较差，说明增加泵挂增加了油井泵效及稳产时间，油井初期日产液量受油层续流能力控制，只要泵有一定充满度即可出液。（2）加深后油井产液能力、泵效得到提高，有利于区域冷凝水排出，增产效益明显图6加深前基本不出或低产的油井，加深后初期日产液10t/d井2口，占总井数的12%，10-20 t/d井3口，占总井数的19%，20 t/d井11口，占总井数的69%。阶段增油在53 t（以作业区吨油成本计算回收检泵费所需增油量）以上井13口，占总井数的81.3%，加深井阶段投入产出比达到1：4.3。以曙1-20-363C井为例，见图6,加深前因供液不足间开生产，直接加深52m至油层中部，初期日产液19.5t/d，日产油2.9t/d，含水85%，排水期后日产油上升到10t/d，生产200天，增油484t，单井投入产出比达到1：9。图6（3）检泵加深取得成型经验给热采下泵管柱优化设计打下基础，老井自然、综合产量在5月份实施以后明显抬升，截止10月份老井综合递减11.6%，与去年同期对比下降7.3%。老井措施成功率由加深前的56.3%上升到目前的70.5%，这项技术的实施为老井产量的稳定做出较大贡献。5实施效果5.1目标完成情况周期产量：3-10月份共实施措施79井次，有效70井次，措施成功率88.6%，平均周期产油745t/口，单井增加周期产量95t/口。活动后油井周期产量增加了95t/口。与目标值对比增加了45t。措施增油量：0.7506104t，为全作业区2008年老井超产1.75万吨产量完成奠定了基础。(图7)措施实施前后效果对比柱状图 (图7)5.2 经济效益计算活动后，我们对本次活动效益进行了计算：(截止2008年10月份)E =（ 1 - 30% ） F Q （ P - T - C ）- I =（ 1 - 30% ） 0.77506（ 2559 - 61.1 - 474.27 ）- 5800000 = 164.28（万元）式中：E 取得的净效益，万元 F 分成系数 Q 增加的产量，t P 原油的价格，超稠油价格为2559元/吨 T 税金，原油税金为61.1元/吨 C 生产成本474.27元/吨 I 投资，万元注：各种价格按局下发文件价格。6 巩固措施为了使活动成果能有效保持，2008年11月05日，本小组针对各项对策实施后的效果，制定了一系列的巩固措施：（1）超稠油热采管柱优化设计有效提高蒸汽热利用率，改善油层纵向吸汽状况，加深最佳位置在生产井段3/5处；老区下泵管柱加深到油层中部配合小泵