婁維寧

摘 要：錦16塊于1979年元月全面投入開發(fā)，到目前斷塊經(jīng)歷了四次重大綜合調(diào)整。2017年發(fā)生檢泵71井次，影響錦16興檢泵周期的主要因素有4個方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是現(xiàn)場管理因素；四是注水管理因素。

關(guān)鍵詞：延長；檢泵周期；現(xiàn)場管理；效益

1、地質(zhì)概況

錦16塊是被兩條近東西向三級斷層所夾持的一東西長8.0km，南北寬1.2km的斷鼻構(gòu)造。開發(fā)的目的層為興隆臺油層，含油面積3.92km2，石油地質(zhì)儲量2523×104t。

2、油藏基本特征

2.1構(gòu)造特征

斷塊是由兩條近東西向三級斷層所夾持的一個南傾斷鼻構(gòu)造，東西長8.0 km，南北寬1.2 km，地層傾角5°～7°，圈閉面積8.4 km2，閉合高度200m。

2.2儲層特性

油層埋深1255～1460m，具有兩套油水組合，共分3個油層組，17個砂巖組，33個小層。油層有效厚度36.2 m，單層最大厚度20.8 m，一般為5.0 m左右。

有效孔隙度29.1%，空氣滲透率2201×10-3μm2，有效滲透率為750×10-3μm2，泥質(zhì)含量12.4%，碳酸鹽含量4.5%，粒度中值0.218，分選系數(shù)1.76，層間非均質(zhì)系數(shù)1.31，滲透率級差1.87，變異系數(shù)0.31。巖石膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，接觸式次之，膠結(jié)物以泥巖為主，固結(jié)程度差，比較疏松。

2.3流體性質(zhì)

2.3.1原油性質(zhì)

地面原油密度（20°C）0.9317 g/cm3，粘度（50°C）72.78 mPa.s，凝固點-21 ℃，含蠟量3.48 %，膠質(zhì)加瀝青質(zhì)18 %～21 %；地層原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，體積系數(shù)1.1037，原始氣油比42m3/t。

2.3.2地層水性質(zhì)

原油性質(zhì)：地面原油密度（20°C）0.9311g/cm3，粘度（50°C）67.7mPa·s，膠質(zhì)+瀝青18.90%，凝固點低，平均為-18℃。地層原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，原始氣油比42 m3/t。

地層水性質(zhì)：地層水陽離子以Na++K+為主，陰離子以HCO3-為主，總礦化度5230.79mg/L，水型為NaHCO3型。

2.3.3天然氣性質(zhì)

原始地層壓力13.98MPa，飽和壓力12.71MPa，地飽壓差1.27MPa。斷塊邊底水分布范圍小，據(jù)5口井試水資料分析，壓力系數(shù)1.0，水層不能自溢，地層水屬NaHCO3，總礦化度2467mg/l。

2.4地層壓力與溫度

原始地層壓力13.98MPa，飽和壓力12.71MPa，地飽壓差1.27MPa。斷塊邊底水分布范圍小，據(jù)5口井試水資料分析，壓力系數(shù)1.0，水層不能自溢，地層水屬NaHCO3，總礦化度2467mg/l。

2.5油藏類型

錦16塊興隆臺油層分布受構(gòu)造和巖性雙重控制，全區(qū)有兩套油水組合。興Ⅰ油組有一套油水組合，油水界面在-1330m左右，興Ⅱ～Ⅲ油組油水界面在-1460m左右，在歡氣5附近的微構(gòu)造高點附近在-1460m以下有零星油層發(fā)育。油藏類型按圈閉類型劃分為巖性構(gòu)造油氣藏，按驅(qū)動類型劃分為層狀邊底水油氣藏。

3.目前存在問題

3.1.檢泵周期及維護作業(yè)近5年統(tǒng)計情況

2017年發(fā)生檢泵71井次，影響錦16興檢泵周期的主要因素有4個方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是現(xiàn)場管理因素；四是注水管理因素。

4.油藏管理因素

4.1出砂嚴重

目前有出砂井47口，開井43口，日產(chǎn)液2145t/d，日產(chǎn)油97t/d；2012年出砂檢泵29井次，檢泵周期為227天。

4.2出蠟嚴重

出蠟井主要集中在錦2-17-211側(cè)井區(qū)，總井數(shù)3口，占區(qū)塊油井總數(shù)的2.1%，日產(chǎn)液89t/d，日產(chǎn)油14.3 t/d，含蠟量平均4.85%；2017年因出蠟問題導(dǎo)致檢泵1井次檢泵周期為238天。

4.3部分單井單層供液差

該區(qū)塊為注水開發(fā)，區(qū)塊整體供液能力充足，單井產(chǎn)液量高，但部分單井實施堵水單采措施后，存在嚴重供液差問題，平均動液面由措施前的152米降到1070米，下降了918米；2012年由于單井單層單采存在供液差問題導(dǎo)致油井不出檢泵4井次，檢泵周期為167天。

5、實施措施

5.1方案實施的原則

一是提高錦16塊單井產(chǎn)量，加強開發(fā)方式轉(zhuǎn)變，保持區(qū)塊持續(xù)開發(fā)。深入分析單井產(chǎn)量變化的基本情況和規(guī)律，推進二元驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)開發(fā)方式轉(zhuǎn)換，完善注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，在工藝措施、注水、采油、修井作業(yè)過程中盡量減少地層傷害，持續(xù)推進區(qū)塊高效開發(fā)。

二是提高油井生產(chǎn)效果，加強新技術(shù)應(yīng)用，保證油井連續(xù)運行。以前期在該區(qū)塊應(yīng)用的新工藝、新技術(shù)為基礎(chǔ)，充分利用現(xiàn)有技術(shù)和設(shè)備資源，積極推廣機械防砂、注塑抽油桿、電機調(diào)節(jié)裝置等成熟工藝技術(shù)，合理選擇油井生產(chǎn)參數(shù)，延長油井生產(chǎn)時間。

三是提高管理直線途徑，加強全程系統(tǒng)控制，保證油井管理效果。實施地面與地下相結(jié)合，把基礎(chǔ)管理建設(shè)工作作為精細化管理的重要抓手，以基礎(chǔ)數(shù)據(jù)資料為依據(jù)，全方位推進采油精細化管理進程，創(chuàng)造出特色的管理模式，實現(xiàn)老區(qū)塊新管理的有序突破。

5.2方案實施的目標

延長檢泵周期示范區(qū)塊油井檢泵周期達到435天，預(yù)計延長7天。

5.3實施方案

① 出砂井治理

實施下防砂泵井、機械防砂、措施防砂、洗井、調(diào)整參數(shù)措施107井次。

② 出蠟井治理

實施點滴加藥清蠟、定期高溫洗井清防蠟措施142井次。

③ 單井單層供液差治理

實施沖擊解堵、酸化治理3井次。

5.4方案實施的效果預(yù)測

檢泵周期由428天提高到435天，延長7天以上；躺井率控制在4.1%以內(nèi)；泵效由62.3%提高到63%，提高0.7%以上。

參考文獻

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