孤岛油田高段塞化学驱东区北项目提质提效技术

1、    孤岛油田高段塞化学驱东区北项目提质提效技术    骆毅 齐琪 王涛【摘 要】受低油价，开发管理难度加大形势影响，降成本，促高效成为提质提效技术关键。孤岛油田东区北注聚项目，利用正注聚见效增油时机，加大油藏认识和剩余油研究，通过开发规划、优化投入、平面及纵向攻关接替等综合调整，实施分井组优化和异常井治理两大技术，提高了吨聚增油，实现了稳效长效。【关键词】化学驱；吨聚增油；注采调整；提质提效东区北ng3-4单元位于孤岛披覆背斜构造的东翼北部，西与中二区、东与东区东ng3稠油单元相邻，为人为划分的开发单元，构造简单平缓。开发层系为ng3-4砂层组，共划

2、分为9个独立的小层，全区含油面积4.1km2，地质储量1467万吨，主力油层ng35和ng44，其次是ng32、ng33和ng42，占ng3-4储量的88.8%。东区北ng3-4于2008年7月投注聚，2010年1月转二元，累计注入倍数为0.68pv，完成设计的93.3%。累计注入干粉1395pv*ppm。目前该项目注水井55口，日注水平5316m3，开油井92口，日油水平671吨，综合含水86.3%，见效增油119.68万吨。东区北ng3-4注聚项目原油粘度较高，在2500-6000mp.s范围，井网为两排注聚井夹三排采油井的行列式井网，正常井排井网井距是150m×300m，加密井

3、排井网井距是150m×150m，相比其它区块更加复杂。随着注聚进入后期，油井见聚浓度逐渐升高，出现普遍见聚、部分窜聚现象，如何遏制窜聚，改变驱油方向增效，开发难度更大，在低油价形势下，如何节约成本，高效开发成为项目调整工作主要方向。一、分井组优化技术（一）分井组开发效果评价开展井组开发规律研究，制定注聚项目井组延长段塞技术界限，创新“六停六不停原则”，对注入pv少，见聚浓度低的主流向不停；储层好，饱和度高的主流向不停；见效初期、见效高峰的主流向不停；注采对应好有见效希望的主流向不停，多层有层间接替的主流向不停；与水驱结合部的可停，与聚驱结合部的不停。同时制定转后续水驱技术界限，对储层

4、差、饱和度低的井区停，注入pv大、见聚浓度高的井区停，处于回返期、失效期措施效果差的井区停，注采对应差难见效的井停，单层无潜力的井区停注聚。（二）分井组经济效益评价开展多项技术政策界限研究，制定分井组经济效益界限图版（图1），参照油价50$/bbl，干粉价格1.2万元/吨，制定17.2吨/吨的当量吨聚增油技术政策界限，形成井组效益优选评价。吨聚增油大于17.2吨/吨的井组为有效井组，吨聚增油小于17.2吨/吨的井组属于无效井组，吨聚增油接近于17.2吨/吨的井组，可通过降低注采强度、优化注入等治理，改善效果，转为有效井组。（三）注入方式优选技术结合分井组开发效果评价和分井组经济效益评价，停注还

5、是继续注聚，优化设计了三套段塞方案，一是继续延长二元复合注入，二是项目停注表活剂、磺酸盐，继续注聚，三是项目整体结束注聚转入后续水驱阶段。这三种方案后续增油依次降低，同时成本也依次大幅减少，各有优缺点。经过数值模拟产油增油等对三种方案综合效益分析，综合论证，在当前油价形势下，选取以第二套方案为主的项目整体转注聚，局部转后续水驱的做法，即降低了成本投入，又保障了见效增油不降少降，保障了项目科学、高效开发。（四）优化延长井网调整通过分井组优化，对吨聚增油远小于17.2吨/吨的3口无效注聚井组转水驱，降低注入量，温和注入。对吨聚增油接近17.2吨/吨的11个井组根据注入井层位情况，减少单井合注层段，

6、采取邻井上下层系交替驱替方式，抽稀注入井层，加大注采井间距，有效驱动盲区剩余油，实现降低成本，降低日注入量720方，年节约干粉549吨。二、异常井治理技术（一）低油易窜井调剖为了防止聚合物沿高渗透带或大孔道快速“窜流”，降低驱油效果，开展了调剖治理高渗的工作。根据单元注水特征图件分析，选取水井油压低于8mpa、每米视吸水指数大于1.0m3/d.m.mpa、注水强度大于5.0m3/d的28口可能存在大孔道或高渗透层或透条带的注入井作为调剖井，采用颗粒型堵剂和冻胶堵剂，通过堵剂组合、段塞优化，调剖后注聚油压由施工前的5.8mpa，上升到9mpa，保障注聚开发效果。（二）高压欠注井增注针对高油压无法

7、达到配注量要求的注聚井，及时分析原因，制定相应对策。对储层发育差，渗透率低的注入井采取复射、扩射孔等方式增大吸入量。对局部井区累计注采比过高，地层压力高造成的注入井，采取提高注采对应率和提高采液速度的方式降低地层压力。对由于油层出砂及油层污染堵塞造成的注入不正常井，进行热洗洗井，工艺酸化防砂等工艺处理改造。分井组优化以来，共计实施高油压治理井组9个，提高日注入量320方，保障了注聚开发效果。（三）高见窜窜聚防治该项目小井距、高段塞的注入，造成部分油井出现高见聚、窜聚现象，降低了开发效果。对高见聚井加强分析，卡封高见聚层位、补孔未射开层位，实行层间接替，加强剩余油动用，保障注聚驱开发效果。对注入

8、量较大层系适当减低配注防窜聚，对应油井含水变化大井适当降低配注，控含水；对局部非主力层未见效区域，适当加强注水，提液促见效。（四）低液出砂井治理第一类是油层改造防砂。针对油层发育差、常規防砂难度大的低液井，实施高速水降粘解堵、分级砾石充填防砂，累计实施12口，措施后平均单井日增液12.8吨，日增油4.0吨，累计增油17013吨。第二类是转换方式。针对长期绕丝防砂井，通过换下滤砂管方式，提供供液能力，还有简化井筒挡砂管柱，优化沉砂口袋，适度排砂引效，实施6口，平均日液量提高11.5吨，动液面恢复308米。第三类是光油管排液。针对多次下防砂工具低效无效的油井，采取挤降粘剂，下光油管生产的措施，共实

9、施12口，平均单井液量提高12.8吨，动液面恢复265米，平均防砂周期已达到268天。三、效果及结论通过实施分井组优化和异常井治理两大技术，东区北化学驱项目，含水一直在谷底运行，见效高峰井41口，占总井数39.8%，与注聚前相比单井日油增加了7.0吨，含水下降了16.4%，累积增油51.5万吨。含水回返井40口，与增油高峰期相比单井日油减少了6.0吨，含水上升了9.5%，累积增油51.6万吨。共计见效期井81口，占总井数78.6%，油井普遍见聚浓度不高，整体开发效果较好，表明通过综合调整治理，不断技术攻关，可以继续实现注聚后期的降本提质增效。【参考文献】1李宗阳. 稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例j. 石油地质与工程， 2015， 29（3）：126-128.2赵宇， 周雨朦. 高浓度大段塞二次聚合物驱技术在下二门油田的应用j. 石油地