大庆萨中油田油藏工程节能降耗做法及效果

蒋福江（大庆油田有限责任公司第一采油厂）



大庆萨中油田油藏工程节能降耗做法及效果

蒋福江（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

萨中油田进入特高含水阶段采出液油比发生急剧变化，控制油田注水、产液低效、无效循环十分迫切。针对该油田存在的问题和潜力，开展了系列油水井管理工作并采取了相应的技术措施，主要包括：周期间抽控液，特高水井长周期抽稀井网调控，衡油控液优化机采参数；以细分注水技术为主的注水井综合方案调整，注水井深、浅调剖，高含水井堵水。鉴于萨中油田油藏工程中的做法，“十二五”期间，共少注水765×104m3，少产液587×104t，节电约2256.68×104kWh，实现了控水控液，取得了明显的节能降耗效果。

萨中油田油藏工程油水井管理技术措施节能降耗效果

大庆萨中油田是非均质多油层砂岩油田，进入特高含水阶段仍存在多套层系开发相互干扰，面临层间矛盾、层内矛盾、平面矛盾三大矛盾。如何控制油田开发中含水上升速度，控制中高渗透层注水、产液强度：平面上减少极特高含水井区注水、产液强度，减少低效、无效循环，进而减少地面产出液处理，节省用电消耗和水处理费用［1］，是节能降耗工作面临的主要课题。

“十二五”期间，针对存在的问题和潜力，遵循以“控”为主，“提控”结合的技术对策，强化精细管理，开展节能降耗工作。重点控制聚驱后续水驱、水驱特高含水井无效循环，同时优化提液方案设计，降低增液含水率，控水控液，提高开发效益［2］。共实施以细分注水技术为主的注水井综合方案调整，注水井深、浅调剖，高含水井堵水等控注控液技术措施井13 683口，少注水765×104m3，少产液587×104t。

1　优化水井综合调整方案

1.1细分注水方案

“十二五”以来，大庆萨中油田加大细分调整力度，缓解层间矛盾，提高注入水利用率，有效挖掘动用差油层潜力。主要做法是在考虑注水井层间吸水差异、动用状况、隔层厚度的同时，还重点考虑了周围采油井生产状况，针对“三高”井区、“两低”井区、措施井区、匹配调整井、配合注聚井、层间矛盾突出井、管柱多年未动井、层段性质多年未变井进行细分。重点在油层间纵向动用差异较大的加密小井距区、高含水区、二类油层封堵区、套损区、钻降区、高压注水区等区域，针对区块、井组特点，做好细分及层段重组，确保注水效果。5年间共实施以“稳油控水”为主细分调整井1393口，共控制无效注入水92.4×104m3。

1.2下调注水量方案

在各区块油井压力、产液量、含水相对较高的井区中，“三高”井组内平面矛盾、层间矛盾较突出，有高渗透层的存在，因此要对高含水层进行下调水量。或对堵水井层、长周期关停井、套损部位所在层段、协调注采平衡区井、匹配调整等井区进行下调注水量。“十二五”期间共实施方案井5338口，控制无效注入水495.5×104m3。

1.3深调剖

聚驱应用精细地质研究成果、井间试井等大孔道识别技术，对油层吸水不均匀，层内、层间吸水差异大，高渗透层突进的井组实施正向、反向深调剖。通过实施深调剖，从注入、采出端注入调剖剂，调堵高渗透层，以调整改善油层动用状况。同时，对已调剖注入井连通采油井结合实施堵水，以减少无效、低效注采循环。

例如，2014年聚驱分别在某区块二类油层，重点优选河道砂较多、注入压力低、层内层间矛盾突出的井组进行了体膨颗粒深调剖。共实施50口井，调剖目的层吸水比例由调前的72.22%下降到调后的16.59%，并且薄差层吸水比例得到明显改善。注入压力平均上升1.4 MPa，日实注下降331 m3，全年节约注水量4.65×104m3（表1）。“十二五”期间已实施141口井，控制无效注水21.5×104m3。

1.4浅调剖

水驱对层段内吸水差异较大又无法再细分的注水井实施浅调剖，可以增加含水相对较低层段吸水量，减少高含水层段的注水，以缓解层间干扰，改善注采剖面，有效控制无效水循环，提高油层吸水比例。例如，2013年全年共完成117口井，调剖前后对比注水压力上升0.14 MPa，日实注下降8 m3，累计少注水6.1×104m3。对比31口吸水剖面井，调剖目的层的吸水比例由调剖前36%下降到调剖后的15.6%。统计连通的175口未措施采油井，调剖前后对比，日产液平均下降0.6 t，日产油平均上升0.1 t，含水下降0.22%。“十二五”期间在开发区水驱的22个区块应用，并重点在密井网区、精细挖潜示范区、含水上升区、钻降区、套损区等重点区域实施707口井，控制无效注水42.68×104m3。

表1　聚驱深调剖效果对比

2　优化产液结构调整

2.1周期间抽控液

主要针对含水率大于98%，日产液高于60 t或低于30 t，日产油量低于0.5 t，沉没度小于50 m的井实施。适用于部分油层发育较差、地层压力低于周围井区或单层突进无法采取控液措施的采油井。“十二五”期间共调控490口井，减少无效产液218.53×104t。

2.2特高含水井长周期抽稀井网调控

经逐井分析研究，依据单井产量、含水及产液量的不同，对综合含水大于98%，日产油小于0.5 t的特高含水井实施调控，同时对连通注入井同步关停及下调水量。“十二五”期间分别在某4个区块后续水驱进行长周期抽稀井网调控，共调控615口井，减少无效产液286.62×104t。

2.3衡油控液优化机采参数

通过动态跟踪分析含水、沉没度等值图变化情况，在高产液、高含水、高液面区块选择控液井组，实施下调参措施；在低产液、低含水、低液面区块选择提液井组，实施上调参措施。在最大程度保持下调参降液所损失的油量与上调参提液所增加的油量平衡的情况下，降液总量与提液总量的差值即为控液量［3］。同时，对相应注水井进行匹配调整。“十二五”以来衡油控液3870井次，减少无效产液68.23×104t。

2.4高含水井堵水

以环空找水、井温、噪声等资料为依据，结合平面上的注采关系，动静结合确定高含水、高产液目的层。通过机械、化学两种堵水方式，控制高含水、高产液方向注采强度，降低堵水井和区域采油井含水率，缓解层间干扰或平面矛盾，进而调整区域内压力场，改善井组其他井的开发效果。“十二五”期间，实施堵水措施340口井，减少无效产液71.15×104t。其中，2014年对处于聚驱后期和后续水驱的低效采出井，采用机械封堵工艺控含水、挖潜油层内部剩余油、控制低效无效循环，同时注入端相应层段实施控注［4］。例如，对某井进行堵水后，对连通注入井同时进行层段调整，4口井共下调水量111 m3。堵水后该井日产液下降147.7 t，日产油上升0.7 t，含水下降了0.78%（表2）。聚驱全年机堵67口井，日降液1002 t，年控液15.1×104t。

3　实施效果

通过抓住能耗源头，优化注入采出端方案及运行，实施高含水井层个性化调整，“十二五”以来，少注水765×104m3，少产液587×104t，共节电约2 256.68×104kWh。

“十二五”期间以精细挖潜示范区为引领，水驱利用精细地质研究成果，精细调整提控，在低含水区块、层系选择低含水井组，提高产液量；在高含水区块、层系选择高含水井组，控制产液量［5］。聚驱通过及时进行注采跟踪调整，加强注聚受效区块跟踪，并对不同区块高含水井层采取停聚、调堵方案，实现控水控液，取得了明显节能效果。

表2　某井连通注入井配合堵水层段调整

［1］程红艳，陈龙.油田开发管理中立体化节能体系的建设［J］.中国石油和化工标准与质量，2013（18）：216.

［2］蒋越，蒋福江.油藏工程特高含水阶段节能方法探讨与实践［J］.石油石化节能，2013（5）：52-53.

［3］宽诚.新疆油田节能新理念结硕果［J］.石油工业技术监督，2010（2）：62.

［4］孟繁盛.特低渗透油田节能措施探讨［J］.中国石油和化工标准与质量，2011（5）：122.

［5］张艳玲.立体化节能体系在油田开发管理中的应用［J］.中国石油和化工标准与质量，2011（4）：202.

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.10.012

2015-07-03）

蒋福江，高级工程师，1986年毕业于大庆石油学院（石油地质专业），从事油田开发节能技术管理工作，E-mail：jiangfujiang@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市萨尔图区中七路30号大庆油田第一采油厂地质大队，163001。