張廣遠(yuǎn) 付云龍 朱占平

（1.吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院；2.大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

受國際油價持續(xù)低位運(yùn)行的沖擊影響，油田發(fā)展遇到了前所未有的困難和挑戰(zhàn)，某采油廠在杏八九開發(fā)區(qū)塊中實(shí)施穩(wěn)油降水措施研究，樹立全新的成本意識和效益理念，以質(zhì)量和效益為核心，探索建立價值最大化和結(jié)構(gòu)最優(yōu)化的決策機(jī)制，以及資源效率最大化和運(yùn)行成本最優(yōu)化的運(yùn)行機(jī)制。對于制定有效的降低油價沖擊的應(yīng)對策略和確保油田可持續(xù)發(fā)展具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[1]。

1 穩(wěn)油控水措施應(yīng)用

1.1 強(qiáng)化低效井治理

通過應(yīng)用單井效益評價體系，將采油井分為無效井、效益井（表1），有針對性地采取“治、關(guān)、調(diào)、堵、包”等措施[2]，注重對有效、高效井的保護(hù)。該體系運(yùn)用“三線四區(qū)”模型（圖1），模型綜合了單井、單元、區(qū)塊、油田的投入和產(chǎn)出，對比產(chǎn)出效益與運(yùn)行、操作和完全成本，將各級對象劃歸到無效益區(qū)、增量無效區(qū)、邊際貢獻(xiàn)區(qū)和利潤區(qū)。

統(tǒng)計在油價60美元/桶的情況下，該區(qū)塊無效Ⅱ類井共有120口，其中對有潛力的52口井進(jìn)行臨時間抽或關(guān)井，無潛力的68口井直接關(guān)停；無效Ⅰ類井共有221口，對產(chǎn)油在0.5～2 t、含水大于92%的149口井進(jìn)行間抽。通過以上措施共實(shí)施關(guān)井80口，少產(chǎn)液562 t、影響產(chǎn)油14 t；間抽292口，平均日少產(chǎn)液1120 t、影響產(chǎn)油29 t。

表1 水驅(qū)采油井效益評價

同時，對效益Ⅱ類井中層間矛盾突出的注采層段加大“調(diào)、堵”力度，實(shí)施淺調(diào)剖14口、堵水17口，控液240 t。聚驅(qū)空白水驅(qū)含水高于98%的采油井有17口，在確保注采及壓力平衡的前提下采取臨時關(guān)井11口，少產(chǎn)液598 t、影響產(chǎn)油10 t；對效益Ⅰ類井的59口井實(shí)施承包制度[3]，承包采取個人承包和分組承包共存的方式，承包人、組包含廠礦領(lǐng)導(dǎo)、技術(shù)單位負(fù)責(zé)人、采油隊技術(shù)員，每人單獨(dú)承包2～5口高效井，保證了高效井的生產(chǎn)時率和產(chǎn)量貢獻(xiàn)率。

另外，分析關(guān)停、間抽及低產(chǎn)高流壓井周圍注水井的無效、低效注入[4]，加大減水力度，實(shí)施了67口井79個層段的減水方案，減水810 m3/d。

1.2 精細(xì)注采調(diào)整

依據(jù)多學(xué)科研究成果，持續(xù)深化三個精細(xì)調(diào)整，努力提高水驅(qū)控制程度和油層動用厚度（圖2）。在認(rèn)清剩余油分布情況的基礎(chǔ)上，根據(jù)“三提三控一穩(wěn)”模板和選井選層原則以及調(diào)整幅度界限，加大平面、層間以及重點(diǎn)區(qū)塊的控水控液力度[5]（圖2、圖3）。

圖1 “三線四區(qū)”模型圖

圖2 某區(qū)塊動用狀況分布圖

圖3 注采結(jié)構(gòu)調(diào)整對策圖版

針對葡I非主力油層注采井距大、低效井比例大、控制程度低的實(shí)際，實(shí)施井網(wǎng)綜合利用（圖3），在八區(qū)東塊實(shí)施葡I非主力油層油水井補(bǔ)孔61口，單井日增油達(dá)到1.2 t以上，區(qū)塊水驅(qū)控制程度提高4.3個百分點(diǎn)。同時對低含水層提水36口井，提水470 m3；針對層間動用差異問題，優(yōu)化細(xì)分方案，堅持提控結(jié)合，水井端實(shí)施細(xì)分調(diào)整66口、水量增加125 m3，低含水層提水41口、上調(diào)水量565 m3，高含水層減水8口、下調(diào)水量165 m3，高含水高流壓井進(jìn)行減水15口、下調(diào)水量145 m3。油井端在充分分析各井網(wǎng)、各區(qū)塊壓力及保持注采平衡的前提下，在重點(diǎn)井網(wǎng)和重點(diǎn)區(qū)塊實(shí)施換大泵9口、上調(diào)參60口，對流壓小于4.0 MPa、沉沒度小于300 m的采油井優(yōu)選下調(diào)參15口，實(shí)現(xiàn)增液630 t、增油57 t；針對層間壓力差異以及薩Ⅱ1-5以及薩Ⅲ頂部注水強(qiáng)度大的問題，進(jìn)行平面及縱向上的壓力調(diào)整，其中低壓層提水12口，高壓層減水12口，薩Ⅱ1-5減水及薩Ⅲ頂部減水71口。共實(shí)施壓力調(diào)整95口、減水540 m3。

1.3 優(yōu)化措施改造

該區(qū)塊在措施方案設(shè)計上，通過優(yōu)選措施對象、措施類型，優(yōu)化措施組合，強(qiáng)化方案設(shè)計全程管理，突出措施前效益評價，采用先算賬、后實(shí)施的方式，實(shí)現(xiàn)措施效果、效益最佳。增產(chǎn)措施采用以井組為單元的對應(yīng)改造、以建立有效驅(qū)替為目的立體改造的油水井對應(yīng)精細(xì)控制壓裂，實(shí)現(xiàn)薄差油層的有效動用[6]。該壓裂方式在平面上突出油水井對應(yīng)，在縱向上突出單砂體對應(yīng)，在裂縫規(guī)模優(yōu)化上突出個性化對應(yīng)，通過難壓層識別、縫間干擾及單砂體加砂量的優(yōu)化，合理控制規(guī)模，實(shí)現(xiàn)“判得準(zhǔn)、控得住、單孔開、縫長優(yōu)”（表2）。

通過以上原則共實(shí)施水井精控壓裂10口、油井精控壓裂21口，實(shí)現(xiàn)油水井兩端的有效驅(qū)替，同時做好措施后保護(hù)工作，共實(shí)施措施后保護(hù)14口井，共提水125 m3/d，延長措施有效期。

表2 依據(jù)砂體發(fā)育及油層動用設(shè)計個性化施工規(guī)模版圖

2 實(shí)施效果

通過穩(wěn)油降水措施在該區(qū)塊的應(yīng)用，對區(qū)塊、單井進(jìn)行分析，在積極治理低效無效井的同時，加大油水井措施力度，加強(qiáng)節(jié)能新工藝的推廣應(yīng)用，防止有效益井效益類別下滑及新低效井的產(chǎn)生，鞏固了區(qū)塊開發(fā)效益。共實(shí)施壓裂、補(bǔ)孔、堵水、調(diào)參、調(diào)沖、間抽等各類調(diào)整共1109井次，與運(yùn)行計劃對比，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)年控水16.1×104m3、年控液11.9×104m3、聚驅(qū)年控液 7.3×104t，節(jié)電 505.34×104kWh，節(jié)氣19.2×104m3，年收益1.33億元。

3 結(jié)論

1）經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量效益評價體現(xiàn)了注重質(zhì)量和效益的政策導(dǎo)向，依托效益評價體系劃分單井效益類別，遵循“整體部署、分批治理”的方法，確定治理對策，是低效井治理的有效手段。

2）依托多學(xué)科研究成果的注采精細(xì)調(diào)整是控制產(chǎn)量遞減和含水上升速度的有效途徑。

3）對應(yīng)精控壓裂能夠解決薄差油層難以動用的問題，該井通過加大壓裂規(guī)模，穿透比達(dá)到20%～25%，壓后井組注采井距縮小至80 m，有效保證了薄差層建立驅(qū)替關(guān)系，并應(yīng)用新型壓裂管柱、采取水井超前壓裂注水、壓后及時調(diào)整等手段，措施后增油效果明顯。