| 孤岛采油厂实施注采结构调整提高产量 |
| 孤三区单井组日增油17.5吨 |
| 本报记者顾松通讯员袁永丽李延华 | |
- 2013年11月27日
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 | 根据开发方案,加强日常注聚量的调整。 |  | 孤三区技术人员在进行油藏动态分析。 |
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18日,在孤岛采油厂孤三管理区东区馆3-4单元内的注聚井GDD11N23所在井组,通过实施注采结构调整后见效明显,该井组日产液量从原来的18吨上提高到44吨,而日产油量则上升到17.5吨,含水率下降57.6%。
分期分类治
提高注聚开发效果
在孤三管理区聚合物驱单元中目前年产油64.3万吨,占管理区年产油的58.5%,是孤岛采油厂完成全年原油生产任务的主力区块。其中东区北二元驱于2008年7月开始注聚,为二类注聚单元,与孤岛其它注聚单元对比,存在井网方式复杂、二元注入前井网完善程度低、原油粘度高,动态变化快等特点。这个区针对开发过程中出现的油井见效不均衡,高见聚、低液量、低油压、注不进等影响开发效果的问题,在狠抓注入质量的基础上,根据不同阶段开发规律,实施分期、分类治理,实现了油藏开发的高效、长效。
针对东区二类注聚油藏非均质性强,大孔道发育,原油粘度高的特点,在注聚初期前置调剖阶段,根据单井不同动静态特点,实施“差异调整”的开发策略,促使段塞有效形成,扩大波及体积。一是实施整体调剖,根据现场压力变化决定用量多少,直到符合方案要求；二是在局部油井分采水井合注的区域实施分层注聚；三是注入方面整体上保持2400mg/l以上的高浓度注入,采出方面保持温和生产；促使注聚段塞均匀、有效形成。实施后,注采对应率从75.6%提高到90%,提高了14.4%。
在二元主体段塞阶段,针对注聚驱高见聚、低油压、低液量、高油压等影响开发的不利因素,实施“三个优化”,不断改善注采结构和开发效果。一是优化采液强度,实现油井不同区域采液强度的平衡。二是优化注聚段塞,不断优化段塞质量。首先是持续治理低油压井,对油压低的井通过调剖进行治理；其次对注入浓度进行优化,实施多段塞交替注入,缓解层间矛盾,扩大波及体积。三是在局部井网不完善的区域,优化部署零散井,完善井网。通过注采结构的调整实现注聚区注入、采出以及各井组动态的注采平衡,从而实现油井长寿高效。
经过一系列的措施调整,二类注聚油藏取得了一类的开发效果。东区二元区见效井81口,见效率93.1%,提高采收率3.77%,增油倍数达到3.94倍,长寿井数达到了41口,2012年累计增油23.7万吨,
强化产液结构调整 延长增油“黄金期”
“目前,东区二元驱已进入注聚中后期,也是增油的“黄金期”,但是伴随单元部分油井含水回返、油井窜聚严重,特别是处于单向对应的加密排油井见效不均衡、注采对应率较差等问题都制约着单元的高效开发,我们今后的工作仍然很艰巨。”孤三区地质副经理傅剑说。
针对诸多不利因素,这个区技术人员对注聚单元进行了更精细的研究,根据东区二元驱井网方式、所处位置将二元驱分为加密井排区、基础井排区和边角井区。加密井排区井距小,聚合物易突破,注采对应较差。基础井排区井网完善程度低,边角井区同时受注水与注聚影响,见效差。针对不同区域的特点,实施产液结构调整,做到“提控”结合,尽量提高二元驱开发效果。
孤三区技术站党支部书记李延华举了这样一个例子:“GDD3P24算是二元驱内的一口高产井了,日产液量80吨,日产油量达到19吨,但是经过我们深入分析,这口井还有增油潜力。于是对该井制订了检下70泵探冲砂上提泵挂150m的实施方案,实施后,这口井日产液量上升到127.5吨,日产油量36.3吨,增加了17.3吨,几乎翻了一番,含水也从原先的76.3%下降到71.5%。”
通过实施产液结构调整,该区域的开发状况得到有效改善,加密排油井见聚浓度得到有效控制,基础排油井见效明显,基础井排平均日油能力达到17.1吨。截止目前,东区二元驱已累计增油71万吨。
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