限液变流线优化注采结构的应用探讨

刘卫东 刘成俊 李妍春 李雁冬

摘要：油田已进入特高含水期，油水井间大孔道窜通现象突出，注入水在地层低效循环，起不到驱油效果，造成水驱能量的浪费，部分井已无经济效益。为维持采油速度，实现效益开发，油井高含水后需调参提高液量生产，给采油、作业、集输系统带来很大的难题。

关键词：限液变流线;注采调整

努力适应新常态，如何提高油田开发质量和效益，统筹优化，从严管理，这是油田当下的发展方向。作为采油单位，既要看到形势的严峻性，也要看到自身的潜力和优势。新常态会促使开发生产更加规范，低油价会促使开发存在问题的进一步暴露，如何抓好精细开发管理，实现降本增效，成了油田面临的主要问题。

1基本概况

孤东采油管理二区管理着一区、二区、三区、六区以及断块单元的部分油水井，含油面积12.9平方千米，地质储量5542万吨，其中二区、三區、六区5-6为注聚后续水驱单元;六区3-5为三采正注单元。全区包括31个计量站，21个配水间，目前油井总井360口，开井310口，日产液20297吨，日产油892吨，综合含水95.6%，动液面566米，平均单井日产液66.1吨，日产油2.9吨，综合含水95.6%。水井总井151口，开井130口，日注水量17547立方米，平均单井日注水量57立方米。注采比0.87，累计注采比0.97，采出程度29.6%，采油速度0.57。

年初单井产量小于1吨井60口，平均日液41.1吨，日油0.5吨，综合含水98.7%，平均单井耗电量247千瓦时，其中综合含水大于99%井14口，产量小于0.5吨井22口。油水井间大孔道窜通现象突出，注入水在地层低效循环，起不到驱油效果，造成水驱能量的严重浪费，考虑维护费用、作业费用、液量处理费用、耗电费用、注聚费用等，部分井已无经济效益。

2开发及生产中问题探讨

作为特高含水期的老油田要以降低单位操作成本为主抓手，先算后干，精细油藏开发管理，努力实现创新创效、提质增效和节支保效。我区就如何把准潜力点、规避风险点，做好挖潜增效工作展开研究，精细节点管理，多措并举，努力实现让每口井产量最高、工况最合理、耗电最少、检泵周期最长、交变载荷最低的目的。

2.1开发上存在的主要问题

油田已进入特高含水期，油水井间大孔道窜通现象突出，注入水在地层低效循环，起不到驱油效果，造成水驱能量的浪费，考虑维护费用、作业费用、液量处理费用、耗电费用、注聚费用等资金的投入，部分井已无经济效益。尤其是高见聚油井，对聚丙烯酰胺、磺酸盐等药剂浪费较大，而且三采聚驱油井投入成本高，不仅造成成本的严重浪费，而且油井高见聚后地面管理难度大，管线穿孔、井口油葫芦、抽油机负荷沉、偏磨加剧等问题显著，所需维护费用显著增高。

2.2生产上存在的主要问题

为维持采油速度，实现效益开发，油井高含水后需调参提高液量生产，给采油、作业、集输系统带来很大的难题。一是单井的电流、电量增加，负荷增加，地面设备能耗增加，抽油机维护费用相应增加;二是井口光杆干磨漏油，管线腐蚀穿孔频繁，安全环保任务加大;三是杆、管偏磨加剧，抽油杆应力载荷增加，作业频次及杆、管损坏现象严重;四是联合站污水处理负荷重，注水系统负荷增加，集油干线、注水干线问题增多。

3限液变流线优化注采结构应用及效果统计

我们以“有效的液量、高效的措施、合理的调配以及综合挖潜”为方向，多措并举，实现单井及油藏的提质增效。同时，综合低液、高耗、高含水、偏磨腐蚀等情况，积极开展参数优化、限液变流线、间开、替油等综合挖潜措施治理问题井，达到提质增效的目的。

查阅剩余油分布研究相关资料，结合动态资料分析情况，剩余油呈现“普遍分布、局部集中”的规律。由于非均质性严重（平面非均质、纵向非均质）、井距不均匀、井间采液注水强度不一致等原因影响，主流线上动态对应好，大孔道窜通现象突出，而非主流线由于渗透率低、孔隙度小、泥质含量高等因素影响，水线波及体积小，地质储量动用差。以往挖潜低渗潜力层，主要是利用作业手段，包括补孔改层、换卡堵管柱、堵水、调剖等分层开采工艺，封堵高含水出水点，放大低渗层生产压差，解决开发中的三大矛盾。随着开发的不断深入，层间接替措施越来越少，尤其针对高含水、高见聚油井，传统手段作业成本高、成功率低、增油少、有效期短等问题日益突出，需要我们不断摸索，寻找低成本、高效益的开发思路。

对高含水、低效井区实施限液变流线试验，抑制局部、提高整体，改变水驱液流方向，提高油田开发效果和效益。一是断块油包水类型油井，以限液为主，降低水线突破速度，增加水舌突进阻力，扩大水线扩散半径;断块油离水型油井，边水或底水已突破至油井井底，限制液量效果不佳，需关井恢复油水界面，重新形成驱油方向;二是水驱单元优先考虑含水差异大井组、油水井间大孔道明显井组、采出程度低的井组，限制主流线油井液量，对非主流线油井提液引效，改变驱替的液流方向，以提高井组整体开发效益为主。同时跟踪水井压力变化，对限液后压力上升井，因提高注水压差，强制注入水进入新的驱替范围。三是聚驱油井应综合注聚开发成本、原油产量、见聚浓度，对低效、无效的高见聚油井实施限液或计关，同时非主流油井应加大提液力度，提高存聚率，以达到提高吨聚增油和聚合物利用率;对单向对应窜聚油井，油井可采取限液或计关调整吸水剖面，水井可控水计关调整采液剖面。

管理二区今年已实施限液变流线27口，控制无效液量952吨，减油2.9吨，含水下降0.7%，日均节电1882千瓦时，对应油井31井次，有效22井，日增油7.9吨，累积增油461吨，累积节电27.078万千瓦时。按原油每桶油48美元、电量0.5元/千瓦时计算，累积取得效益111.5344万元，同时使得地面设备维护费用、液量处理费用以及作业频次都有所降低。

4限液变流线应用注意事项

首先，加强动态分析，从注采井网、河道发育状况、油藏构造状况、历史生产数据、地层压力变化、邻井生产情况、对应关系、地层连通状况八个方面综合考虑，找出油井的来水方向、出水层位、低液原因，制定切实可行的治理措施。

在实施中严格执行五天一跟踪的效果统计台账，及时观察井组水线变化，采取二次挖潜措施。重点监控好源头数据的录取，包括该井液量、生产压差的变化情况，邻井液量、液面的变化情况，水井压力、吸水指数的变化情况，及时做好流线动态分析，邻井提液增效，水井调配提水等工作，加强油水联动，提高水驱开发效果。同时对无效井组及时分析，提高二次挖潜力度。包括对地层边界的认识、油水井间连通状况的认识，及时对邻井采取试挤、防砂等提液措施。同时加大套管替油、间开等群扶挖潜措施，弥补产量损失。

参考文献：

[1]万新德.解放思想、挑战极限、勇创特高含水期开发调整新水平.大庆油田萨北开发区“九五”期间技术实践，2001，27（1）：3-10.