白需正

[摘 ?要]七區(qū)西54-61中北部二元驅(qū)2011年6月投注聚，目前已進(jìn)入注聚末期。為適應(yīng)持續(xù)低油價的嚴(yán)峻形勢，堅持“區(qū)塊有效益不等于每口井有效益，區(qū)塊沒效益不等于每口井都沒效益”的理念，將注入尺寸、累采累注、噸聚增油、見聚濃度、含水等各項開發(fā)指標(biāo)均細(xì)化到每個井組，由整體延長向井組差異優(yōu)化注入轉(zhuǎn)移，精細(xì)個性調(diào)整。實現(xiàn)由規(guī)模增油向效益增油的轉(zhuǎn)變，由追求采收率最大化向采收率最優(yōu)、效益最大轉(zhuǎn)變。

[關(guān)鍵詞]注聚末期 ;低油價 ;個性調(diào)整 ;效益 ;采收率

中圖分類號：F406.7;F426.22 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B 文章編號：1009-914X（2016）27-0335-01

1 基本概況

孤東油田七區(qū)西位于孤東構(gòu)造的東翼，其北、西、南分別被斷層所切割，向東與七區(qū)中自然相連。七區(qū)西54-61單元為孤東七區(qū)西五套開發(fā)層系之一，是孤東披覆構(gòu)造下被南、北、西三條密封大斷層切割而形成的一個構(gòu)造簡單、地層平緩、形態(tài)完整、具有統(tǒng)一的原始油水界面、屬河流相沉積、具有“親水、中高滲透、非均質(zhì)、高飽和、稠油、疏松砂巖”特點的層狀油藏。

七區(qū)西54-61中北部二元驅(qū)含油面積7.6km2，地質(zhì)儲量1315萬噸，方案設(shè)計段塞0.55PV，預(yù)計提高采收率7.5%，累增原油98.6萬噸。

2 單元注聚末期動態(tài)特征

2.1 注入狀況良好，壓力上升平穩(wěn)

七區(qū)西54-61中北部二元驅(qū)整體注入狀況良好，壓力上升平穩(wěn)，與注聚前相比，油壓上升1.9MPa。阻力系數(shù)增大，第一段塞阻力系數(shù)1.31，第二段塞阻力系數(shù)為1.69。單元投注聚以來累計監(jiān)測吸聚剖面84井次（39口），其中可對比井8口，注聚剖面得到一定改善。

存在主要問題：平面壓力分布較均衡，局部存在高低壓井。

2.2 生產(chǎn)態(tài)勢平穩(wěn)，受效油井見效率高

目前單元見效井124口，見效率95.4%，累計增油49.6094萬噸。6口未見效井位于邊部對應(yīng)差。從見效井分布情況來看，構(gòu)造高部位及斷層邊部油井增油效果較好，心灘油層厚度較大區(qū)域累增油多。

存在問題1：單元存在部分回返井?；胤稻?9口，占總井?dāng)?shù)的22.3%，日油42.9噸，僅占總產(chǎn)量的8.1%。

存在問題2：單元平均見聚偏高，呈現(xiàn)油井高見效高見聚。單元進(jìn)入高峰期以來，一直呈現(xiàn)高見效高見聚特征，單元見聚井見聚濃度基本保持在470mg/l左右。目前單元見聚井110口，見聚率84.6%，見聚井見聚濃度475mg/l。

3 個性調(diào)整降本增效的主要做法

為適應(yīng)持續(xù)低油價的嚴(yán)峻形勢，單元不斷拓展和深化個性調(diào)整，實現(xiàn)由規(guī)模增油向效益增油的轉(zhuǎn)變，由追求采收率最大化向采收率最優(yōu)、效益最大轉(zhuǎn)變。

3.1 深入潛力分析，優(yōu)化延長注入

在持續(xù)低油價的嚴(yán)峻形勢下，堅持“區(qū)塊有效益不等于每口井有效益，區(qū)塊沒效益不等于每口井都沒效益”的理念，將注入尺寸、累采累注、噸聚增油、見聚濃度、含水等各項開發(fā)指標(biāo)均細(xì)化到每個井組，由整體延長向井組差異優(yōu)化注入轉(zhuǎn)移。

開展不同化學(xué)驅(qū)方法、不同藥劑價格、不用成本條件下的技術(shù)政策研究。如原油價格30美元/桶，聚合物價格1.1萬元/噸條件下，井組當(dāng)量噸聚增油經(jīng)濟(jì)界限為18.0噸/噸。實現(xiàn)對單井（單元）效益評價結(jié)果的科學(xué)劃分。

井組效益測算。根據(jù)單井生產(chǎn)動態(tài)判斷目前見效類型，利用各類型油井增油及遞減預(yù)測模型預(yù)測增量干粉累增油。以水井為中心測算，即水井對應(yīng)油井延長后劈產(chǎn)累增油量，除以水井延長年注入干粉用量。

個性化井組延長原則。①采取效益優(yōu)先的原則，增加用量噸聚增油高于18.4噸/噸的井組保留注聚，低于18.4噸/噸的井組轉(zhuǎn)水驅(qū);②保留注聚井組要成片分布，零散有效井組原則上也要轉(zhuǎn)水驅(qū)，避免轉(zhuǎn)水驅(qū)后對邊界井影響;③延長注聚井組平均單井見聚濃度要小于500mg/L，井組內(nèi)個別大于500mg/L的單井采取限液或計關(guān)，提高聚合物利用率;④延長注聚井區(qū)要集中在注入PV少且見聚濃度低的井區(qū)，見效態(tài)勢上處于見效初期及高峰期的井區(qū)，而注入PV大、見聚濃度高且含水回返的井組轉(zhuǎn)水驅(qū)。依據(jù)井組篩選標(biāo)準(zhǔn)，項目整體轉(zhuǎn)水驅(qū)，27個局部高效井組延長注入。提高了聚合物利用率，節(jié)約了干粉用量，實現(xiàn)降本增效。

3.2 強(qiáng)化動態(tài)監(jiān)測，指導(dǎo)礦場增油

針對單元存在的問題，加大吸聚剖面、壓力和飽和度等資料錄取力度，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)，制定針對性調(diào)整對策。

利用吸剖資料指導(dǎo)剖面調(diào)整。利用吸剖資料，了解層間吸水狀況，對層間差異大井實施細(xì)分注水4口。同時針對高見聚無層間潛力及單采井實施調(diào)剖11井次，有效提高了聚合物在地層利用率。

利用測壓資料指導(dǎo)油井提液。2016年以來共實施油水井測壓33井次（油井20井次，水井井13次）。以孤東7-22-386井為例，地層靜壓13.01MPa（油層中深1309.6米）。分析地層堵塞導(dǎo)致該井低液，措施后日液增加23噸，日油增加4噸。

利用飽和度資料指導(dǎo)措施挖潛。從近三年新井資料看，單元平均剩余油飽和度39.0%。油井間So 41.8% > 排間So 38.0% > 水井間So 36.1%;層間剩余油飽和度55層最高（40.5%）;單元新井測井和老井飽和度監(jiān)測均顯示層內(nèi)剩余油在頂部富集。共實施油井補孔、卡改等措施挖潛5井次。

3.3 優(yōu)化注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，延長單元注聚效果

根據(jù)油水井注采強(qiáng)度、見聚、注入PV和地層能量等情況，油水井聯(lián)動分析，持續(xù)優(yōu)化井組、井區(qū)、單元注采結(jié)構(gòu)，通過“提”“限”“調(diào)” 相結(jié)合，實現(xiàn)井組、井區(qū)、單元的注采結(jié)構(gòu)均衡，提高見效率和見效幅度。共實施優(yōu)化調(diào)整15個井組。

4 結(jié)論與認(rèn)識

單元2016年整體轉(zhuǎn)水驅(qū)，保留局部井組，通過實施個性調(diào)整取得了較好的效果。單元保持高效益運行。目前單元噸油完全成本1198元/噸，與調(diào)整前比下降275元/噸，在40美元/桶時，處于盈利高效區(qū)。

參考文獻(xiàn)

[1] 竇之林等，《孤東油田儲層研究與開發(fā)》，石油工業(yè)出版社，1998.

[2] 金毓蓀等，采油地質(zhì)工程（第二版），石油工業(yè)出版社，2003.