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，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】
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