锦16（东）块注采结构调整及配套工艺技术

高超

摘要：錦16（东）块兴隆台油层1979年全面投入早期注水开发，目前已进入特高含水开发阶段。针对开发中的矛盾，通过室内物理模型研究，结合锦16（东）块的地质特征，实施了具有可操作性的注采配套工艺技术。现场应用表明，这些配套工艺有效地改善了注水驱油效果，提高了区块产量，为同类区块高含水阶段高效开发提供了新的思路。

关键词：锦16（东）块;注水;物理模型;提液;配套工艺

1  概况

截止到2006年5月底，锦16（东）块共有油井43口，开井39口，日产液2800 m3，日产油70t，综合含水97.5%，采油速度0.17%，采出程度45.94%，可采储量采油速度0.32%，可采储量采出程度87.2%;注水井总井30口，开井18口，日注水3253m3，月注采比1.15，累积注采比1.07。

2  开发中存在的主要矛盾

2.1近年水驱效果明显变差，注水调整多次无效

锦16（东）块经过多次开发调整和综合治理，目前综合含水97.5%，采出程度高达45.94%，已采出可采储量的87.2%，注入倍数1.58，注入水波及体积系数达87.74%，驱油效率50.13%，宏观可动剩余油分布相当零散，常规水驱油进一步扩大波及体积、提高驱油效率的难度大，水驱效果越来越差，注水调整多次无效或效果差。

2.2普遍水淹，剩余油分布相当零散

据2002年侧钻井及其它层系井钻井解释情况统计：侧钻井解释油层厚度占总解释厚度的5%，其它层系井解释油层厚度占总解释厚度的2%，可见，油藏水淹状况相当严重。

2.3采油工艺参数变化导致产液量下降，达不到标定采收率

自99年以来，抽油泵排量越来越小，平均单井采液量由105 m3/d下降到目前的78 m3/d，区块总产液量由5200 m3/d，下降到目前的3000 m3/d。通过F-R曲线、水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线以及日产油与累产油关系曲线四种方法预测区块的最终采收率在50.12%，将达不到标定的采收率（52.7%）。

3  注采结构调整方案

3.1总体思路

通过油井转注、注水井补层完善、间歇注水等办法，改变渗流方向，扩大注水波及体积，达到改善注水驱油效果的目的。油井通过换大泵、调参等方式，放大生产压差，提液增油。

3.2调整依据

（1）实验室物理模型研究表明改变液流方向是改善油藏高含水阶段注水驱油效果的一种很有效的方法。它主要是通过分析原有方法导致的残余油的分布、存在形态，通过改变工作制度、改变井网或井别，来引起油、水渗流方向的改变，在油层中形成新的压力分布，达到扩大面积波及系数，提高原油采收率的目的。

（2）油藏具有较高的压力水平，具备提液的条件。该块采液速度和含水基本上是同步增长的，近几年来采液速度偏低;油藏一直维持较高的压力水平，平均地层压力在12.5MPa以上（原始地层压力13.98MPa），具备提液的基本条件。

（3）锦16（东）块为一个高流度比的油藏，随着开发时间延长，含水上升，采液指数上升。因此，具有较高的采液速度是维持产量规模的基础[2]。

3.3注采结构调整方案

针对锦16块高采出程度、高含水、多次注水调整无效或效果差的实际情况，在注采工艺技术成熟配套的前提下，遵循简易、实用、配套的原则，从长远角度出发，突出以经济效益为中心，编制了锦16（东）兴隆台油层注采结构调整采油工程方案，提高该块的开发效果。

3.3.1注水井调整方案

全块共转注水井4口，恢复注水井4口，补层完善层系4口，保持原注水井5口，停注10口，调整后全块注水井开井数由18口调整到17口，日注水量由3310m3调整到3360m3，上调50m3。同时根据配注要求，针对注水井的实际情况，结合现有注水管柱工艺及注水配套工具的现状，根据不同注水要求和井况，优化设计注水管柱，在满足注水要求的前提下，同时满足洗井工艺的要求和达到延长封隔器使用寿命的目的。

3.3.2油井提液方案

按照油井提液要求，通过对油井提液技术综合分析，遵循简易、实用、配套的原则，制定了油井提液方案：以Φ70大泵提液为主、螺杆泵为辅、调参为补充，做到低投入、高产出。

4  现场实施情况及效果分析

4.1注水配套工艺

2006年，锦16（东）块兴隆台油层注采结构调整共实施转注水井4口，恢复注水井4口，补层完善层系井4口，保持原注水井5口，停注10口，调整后全块注水井开井数由18口调整到17口，日注水量由3310 m3调整到3360 m3，其中笼统注水7口井，分注10口井。目前开井16口，日配注水3240m3，日注水3235 m3，全部达到配注要求。2006年实施的注水井注水管柱全部下到注水层底界，并且分层注水井全部采用了油管锚锚定的管柱防蠕动工艺。根据6口井的分层测试结果表明，分注有效率达到了100%，充分说明了通过优化设计注水管柱，延长了封隔器使用寿命，提高了注水效果。

4.2油井提液技术

2006年，锦16（东）块兴隆台油层共计实施调参、下Φ70大泵和大排量螺杆泵提液措施17口井，目前日增液619 m3，日增油14.8t， 累增液17.2×104m3，累增油4484t。区块总产液量由3040 m3/d上升到到3569m3/d，总产油量由70t/d上升到到96.3t/d，见到了明显的措施效果。

5  经济效益分析

通过区块注采结构调整，区块总产液量由3040 m3/d上升到到目前的3659m3/d，总产油量由70t上升到到目前的96.3t。实施油井提液措施17井次，累增油4484t，创经济效益581.8万元。

6  结论

针对锦16块高含水阶段的开发难题，通过实施注采结构调整，改变渗流方向，扩大注水波及体积，同时优化设计配套注采工艺，达到了改善注水驱油效果和提高区块产量的目的。该块注采结构调整的成功，为其它注水区块高含水阶段高效开发提供了技术支持和现场经验。

参考文献：

[1] 暴富昌，田凤民. 欢喜岭油田油气开发优秀论文集[C]. 北京：石油工业出版社， 2003：75～79.

[2] 蒋有伟. 辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识[J]. 特种油气藏，2005，12（4）：58～59.

[3] 罗英俊，万仁溥. 采油技术手册[M].北京：石油工业出版社， 2005： 675～715.