安塞油田欠注井治理对策评价

李东旭 康 帅 姬 伟 白玉军 胡 剑

(长庆油田分公司第一采油厂 陕西 延安 716000)



·经验交流·

安塞油田欠注井治理对策评价

李东旭 康 帅 姬 伟 白玉军 胡 剑

(长庆油田分公司第一采油厂 陕西 延安 716000)

安塞油田注水开发20多年，开发技术日趋成熟，效益不断扩大，但在注水开发的过程中，由于受到地层物性、井筒及地面系统等因素的影响，导致部分注水井欠注现象较为频繁，未能真正意义上实现有效注水，进一步影响了注水开发效果。文章针对安塞油田近年来欠注井因素分析，分类采取各类有效治理对策的效果进行总结评价，为后期该项工作的进一步开展提供依据。

注水井；欠注因素；治理对策；消欠效果

0 注水开发概况

安塞油田注水开发20多年，原油产量逐年攀升，呈现出良好的注水开发效果。近5年内水驱储量动用程度始终保持在80%以上，2013年已达到86.3%，但从近几年的配注合格率来看，虽呈现出逐年提升的态势，但与同样油藏的其他油田对比还有一定差距，2013年配注合格率96.2%。配注合格率之所以达不到100%的要求，主要因为油田随着开发时间的延长，地层堵塞、井筒状况复杂、地面配套不完善等矛盾逐步体现，从而影响注水井欠注问题频繁出现，单层配注完成率更得不到保证，注水开发效果长期以来达不到“精细注水、有效注水”的目的。

1 欠注因素分析

近几年安塞油田以“精细注水、有效注水”为原则，全面开展了各项消欠工作，大量工作的开展为我们积累了丰富的治理经验，最终总结出了影响安塞油田欠注的各类因素,其中尤为突出的是储层物性差、系统不完善及水源不足等。

图1 安塞油田配注合格率与同类油藏采油单位相对(%)

图2 安塞油田配注合格率历年完成情况(%)

图3 安塞油田2013年欠注原因分类示意图

从图3中可以看出钻停、测压以及措施修井影响欠注量较大，两类影响因素之和占到全年的48.4%，但这两项因素不受控，无法有效避免。除此之外，由于地层、井筒因素及地面系统不完善等影响注水井注不够、注不进的比例占到37.4%，其他因设备、停电等影响比例较小，因此，注不够、注不进井成为我们消欠工作开展的主要方向。

2 重点治理对策

针对近几年总结的欠注井因素，分类采取有效治理对策，总体分为两个方面。一是从管理制度方面加强，二是从技术配套方面完善。

2.1 加强管理制度的执行

钻停、测压以及措施修井影响的欠注量几乎占到全厂欠注量的一半，这部分因素不可避免，为了弥补此类情况导致的欠注，后期主要采取补水措施，同时严格制定统一的补水制度，并进行定期核查，确保每一口井的配注完成率「1」。

例：杏48-30，7、8月份因钻停停注45天，实际日配30 m3，累计欠注45(d)*30(m3)=1 350 m3。后期补水制度为：每天按之前配注的10%进行补水，补水量为30*0.1=3.0 m3/d，实际日注为33 m3/d。补够1 350 m3水需要的天数=1350/3.0=450天。在此期间，每月单井实际日注随时按照日配注+补水量进行调整，瞬时流量按照实际日注进行调节，并要确保每天的三次资料录取，发现问题及时维护治理。

针对系统改造、设备故障等问题，在做好后期补水工作的同时，前期必须紧抓现场改造及设备维护进度，按照“三个一”的原则，即一件事、一个主要负责人、一个规定的时间内完成既定目标，尽量减少因此类问题导致的欠注量。

2.2 强化工艺技术的配套

近年来安塞油田在欠注井治理方面通过经验总结，基本上形成了较为适合安塞油田注水开发现状的消欠模式。

图4 安塞油田欠注井基本管理模式

2.2.1 措施增注。

针对地层压力高的情况，安塞油田主要采取酸化压裂、酸化增注及挤注活性水进行增注，主要因为这部分井是由于地层物性较差或者后期随开发时间的延长，地层堵塞导致[2]。对比安塞油田同一区块物性差异较大的长10区块可以看出，物性较好的长10一区相比其他区块欠注井数大幅下降。

图5 长10不同区块物性对比

图6 长10不同区块欠注对比

同样因为地层压力高的问题，采取不同增注措施把握的原则是：

(1)单井欠注量控制在20%以内的注水井，由于井筒或地层轻微堵塞，采取挤注活性水增注，在确保消欠效果的同时控制生产成本，近三年挤注活性水消欠有效率达90.5%。

(2)单井欠注量在20%以上的注水井，挤注活性水无法完全达到100%的消欠效果，首先采取酸化增注，酸化增注次数超过2次以上，说明地层堵塞严重，采取增注强度更大的酸化压裂措施，近三年酸化增注消欠有效率达85.7%，酸化压裂效果达95.0%。

表1 安塞油田欠注量小于20.0%的单井增注措施效果统计表

2.2.2 水源配套。

仅仅因水源不足或供水能力欠缺导致欠注的问题，最直接的方法就是根据每年产建规划，全面部署产建水源、老井更新、老井维护及供水系统扩能等工作，快速有效的解决因水源不足导致的欠注。2013年安塞油田通过新区配套、老区挖潜，共计配套水源井128口，日增加水量达到1.26万方，有效缓解了因水源不足导致欠注的问题。

表2 安塞油田欠注量大于20.0%的单井增注措施效果统计表

表3 安塞油田2013年水源配套建设效果

2.2.3 系统优化。

针对因供注系统不完善，导致后端配水间无水源保障、注水压力低等问题，安赛油田主要采取新建供、注水站，管网优化，系统扩能等措施进行消欠[3]。其中管网优化重点在于对整个系统的全面了解，通过详细核算各站点、各管线、各设备的运行能力，统一规划、科学设计，有效解决欠注问题。近3年安塞油田累计开展站点建设5项、管网优化28项、系统扩能75项，解决欠注量4380余方。

杏三撬注水系统改造一：杏二输改造前仅通过两台注水泵进行后端提压，满足杏1-7配、杏308配注水，但因注水泵的运行产生较大的吸水强度，杏1-6配欠注40 m3/d；停运注水泵后又因管线长、管损大，导致末端压力低，杏1-7配、杏308配欠注80 m3/d；2013年通过在杏二输新增一具200 m3储水罐，建成简易的注水站一座，新铺设一条管线由杏二输至杏1-6配，将该区域的3座配水间改由杏二输进行注水，解决欠注量120 m3/d。

图7 杏三撬注水系统改造前后示意图

杏三撬注水系统改造二：杏1-4配改造前由杏一注进行注水，但因管线较长、管损达到3.0 MPa，日欠注60 m3/d；同年在该系统杏二输改造的基础上，将杏1-4配改由杏三撬直接注水，从杏三撬至杏二输的管线上插入Φ89 mm*1.0 km管线，解决欠注量60 m3/d。

2.2.4 技术政策的执行。

针对因周期性注水、临时调整注水量等因素导致的当月单井欠注问题，月底采取月度配注量考核的方式，重新核算单井配注完率，进一步认清欠注情况，分析欠注原因，采取上几例措施针对性治理。

图8 杏74-40开采现状图

杏74-40注水井位于区块油藏边部，油层物性相对较差，单井产能低，累计注采比相对较高。根据历年注水开发经验，这类井如果长期持续高配注量注水，油层容易见水；低配注量持续注水又不易见效，所以选择适合该区块的稳定注水量，以20天为一个周期，实施注、停的注水政策。在这期间，由于每口井的日配注计划在月初已定，所以当月剩余10天(这里将每月按30天计算)在理论及数据反映上为欠注状态，因此这类情况在月度数据统计上对欠注量也有一定影响，针对此类因注水政策发生变化而导致欠注的问题，安塞油田实行单井月度配注量的考核方式，即实际月度累计注水/月度配注计划，有效避免欠注问题。如果以月度配注量考核后，仍有欠注现象，则按照常规注水井进行深入分析欠注因素，合理采取前三类治理措施进行消欠。

2.2.5 总体治理效果。

在以上4类重点治理对策的大力推动下，安塞油田注水任务完成率近五年持续攀升，2013年达到99.2%；年欠注率持续降低，2013年仅占0.8%。有了注水基础的保证，安塞油田主力长6油藏综合递减控制在8%以内，连续17年保持I类油藏开发水平，油田开发始终保持良性循环。

3 结论及认识

1)安塞油田目前欠注井治理模式已基本形成，治理效果较为突出，下一步在治理经验的基础上，还需持续加大欠注井治理力度，持续提高油田开发水平。

2)欠注井治理须在认清欠注因素的前提下，按照安塞油田欠注井治理模式，分类采取增注、挤注、系统优化、水源配套等针对性措施，有效解决注水井欠注。

图9 安塞油田近五年注水指标完成情况(%)

图10 安塞油田长6油藏综合递减变化图(%)

3)针对因注水政策发生改变而导致的欠注问题，要严格执行注水政策，合理采取考核方式，可有效避免此类问题。

4)在目前现有欠注治理方式的基础上，还需继续攻关研究新型的增注措施，丰富消欠模式，提升注水开发指标。

[1] 于保禄. 加强注水工艺配套、改善油田开发效果[J].中国石油和化工标准与质量,2013，33(6)：114-117.

[2] 张顶学，廖锐全. 低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用[J].西安石油大学学报，2011，26(2)：153-154.

[3] 周 莉，杨 敏.吴起作业区欠注井治理对策[J].中国石油和化工标准与质量，2013，33(13)：132-133.

Ansai Oilfield Owe Injector Treatment Evaluation

LI Dongxu KANG Shuai JI Wei BAI Yujun HU Jian

(ThefirstproductionplantofChangqingoilfieldbranch,Yanan,Shaanxi716000,China)

Ansai oilfield waterflood has developmed more than 20 years，development technology is increasingly mature and efficient. But in the process of water injection development，due to the formation physical property, wellbore and ground system factors，the phenomenon of less water injection is more frequent. Failed to realize effective waterflooding on real significance，further influence the water injection development effect. This paper analyzes the ansai oilfield owe injector factors in recent years，and to summarize all kinds of effective control measures，provide the basis for the work later.

water injection well, owe injector factors, counter measures

李东旭，男，1984年生，采油工程师，2007年毕业于西安石油大学石油工程专业，现主要从事采油工艺、注水工艺等工作。E-mail：lidx_cq@petrochina.com.cn

TE357.6

B

2096-0077(2015)02-0089-04

2014-07-04 编辑：马小芳)