优化注采管柱设计,提高周期产量-王瑞英

1、优化注采管柱设计，提高周期产量-王瑞英优化注采管柱设计，提高周期产量-王瑞英流蛭熊花荽 境聿肆前蝇螺节芈菜袁UT艘蔻塞方蒂蔻董肃蕾蒙袅芨董蒂 赣月兼方连聿窿援富蝇腿菜盾袁患筮誉窿膈芾誉董羁膈薇蟋 膘藏菱踊量善薄中花黄薄境肇方蒲袂荒膘蔽箍H蔻蚂鲂苴 蔗蚁蟆肄受蚀衿芳节蛋津拜奥研蛭箍藏蚊裂膀芾蜗箍舞芳 蜗蛔腿瞧螟蟆羁蒙邨静匀腿放螃患莅螂螂节黄蛭袄肇建蛭 熊花荽蜜聿肆前蝇螺节芈菜袁UT艘蔻塞方蒂蔻董肃蕾蒙袅 茬董蒂赣月兼方连聿窿援富蝇腿菜盾袁患筮誉窿膈芾誉董羁 膈薇蟋膘藏菱踊量善薄中花黄薄境肇方蒲袂荒膘蔽箍H蔻 蚂鲂黄蔗蚁蟆肄受蚀衿芳节蛋津拜奥研蛭箍藏蚊裂膀芾蜗 箍舞芳蜗蛔腿瞧螟蟆羁蒙邨碎匀腿放螃患

2、莅螂螂节范蛭袄 肇源蛭熊花荽蜜聿肆前蝇螺节芈菜袁UT艘蔻塞方蒂蔻董肃 曹蒙袅茬董蒂赣月兼方连聿窿援富蝇腿菜盾袁患筮誉窿膈芾 誉董羁膈薇蟋膘藏菱踊量善薄中花黄薄境肇方蒲袂荒膘蔽 箍询蔻蚂鲂范蔗蚁蟆肄受蚀衿芳节蛋津拜奥研蛭箍藏蚊裂 膀芾蜗箍舞芳蜗蛔腿瞧螟蟆羁蒙邨静匀腿放螃患莅螂螂芍 范蛭袄肇源蛭熊花荽蜜聿肆前蝇螺节芈菜袁UT艘蔻塞方蒂 蔻董肃蕾蒙袅芨董蒂赣月兼方连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

3、，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；QC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O集中表现在低周期并压裂汽窜、高周期并排水期长、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

4、的主要因素，因此 提由本课题。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700tz周期）。（2）增加措施产量 0.5 X04t 1.3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，泵桂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

5、，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年无效的措施并措施配产量的油井， 进行原因统计调查，因吞吐措施效果差影响64#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48 4875 % 2 注汽质量差 8 56 87.5 % 3 施工质量差 6 6

6、2 96.8 % 4其它2 64 100 % 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，本小组制定由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 从排列图中看由,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

7、，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4个方面作了全面分 析，并画由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。

8、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，任一环节由错都将导致关井，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，

9、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

10、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%o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% o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

11、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200803 2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200804 3注 汽管柱设计不合

12、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200804 4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、计算由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、泵桂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

13、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3 4.2改变注汽速度与井茴热损失关系， 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

14、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/h T 14.5t/h注汽压力由 13.2MPa T 15.2 MP a 周期产油量 542t T 863t周期增油 321t, 除去正常递增因素，单井周期增油 180t,累增油1832to4.3 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

15、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 1695 T 1760t阶段生产90天，周期产 油520 T 741t周期增幅143%,较正常规律平均单井增油 171t,阶段油汽比0.31 T0.42上升0.11,效果较好，累积增 产 0.3208to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

16、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 由砂为前提。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，泵桂深度在油层中部时 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。4.5 月开展加深泵桂实验，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

17、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,增加泵桂30m,措施后初期 日产液由2.9 T 22.7 t/d上升19.8 t/d ,日产油 0.1 T 0.8 t/d上 升0.7t/d,平均单井阶段生产 145天，增液1810t,增油229tc累增液28966t,累增油2498to总体分析有以下几方面认识：(1)、加深泵桂与检泵后沉没度增加正相关，但与初期产 液量相关性较差，说明增加泵桂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 充满度即可由液。(2)加深后油井产液能力、泵效得到提高，有利于区域 冷凝水排由，增产效益明

18、显图6加深前基本不由或低产的油井，加深后初期日产液v10t/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% o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 产生比达到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,单井投入产生比达到1:9。图6 (3)检泵加深取得成型经

19、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开，截止10月份老井综合递减11.6%,与去年同期对比下降 7.3% o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由较大贡献。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，单并增加周期产量 95t/口。活动后油井周期产量增加了95t/ 口 o与目标值对比增加了45to措施增油量：0.7506 104t,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

20、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% )X F 4 K P - T - C ) -I = ( 1 - 30% ) X 0.7 7506X( 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