论文部分内容阅读
中图分类号：X741 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0012-01
引言
孤岛采油厂目前已有注聚项目16个，其中正注聚项目5个，年产原油占全厂年产量的46%。聚合物驱提高采收率幅度仅为6%～10%，聚驱后仍有50%左右的原油滞留地下。针对聚合物驱的低液井，从小层发育、油水对应、作业井史、开发曲线和生产管柱等多个资料入手，分析出低液井产生因素，找出各类低液井的开发规律。针对不同的低液井，生产特征不同，开发规律不同，面对注聚区和后续水驱单元存在的油井低液量问题，近几年在防砂工艺上，重点推广应用了高压一次充填技术，近期开展了逆向充填防砂工艺和与防砂配套的声波助排技术及气动力深穿透解堵技术，在现场应用取得了较好的效果，为油田注聚区内提升聚合物采收率，提高低液井产能提供了很好的借鉴作用。
1.调查与分析
目前孤岛油田聚合物驱单元以51%的开井数承担51%的产能，其中正注聚单元以18%开井数承担24%产量，后续水驱单元以33%开井数仅承担27%的产量。
通过注聚区单元低液井（日液<30方）分级可以看出，低液井共有207口，占注聚区单元的20.6%，单井日液15.2方，单井日油2.8t，综合含水81.6%，动液面659.5。正注聚单元低液井98口，占正注聚单元的27.7%，其中按照液量分级，日液<10方、10-20方和>20方井分别占正注聚单元9.4%、10.8%和7.5%，平均单井日液14.2方，单井日油3.3t，综合含水76.8%，动液面722.8m；后续水驱单元低液井109口，占后续水驱单元的16.6%，按照液量分级，日液<10方、10-20方和>20方井分别占后续水驱单元5%、5%和6.5%，平均单井日液15.3方，单井日油2.2t，综合含水85.6%，动液面602m。
2.注聚区低液井影响因素分析及开发规律特征
2.1 注聚区低液井单元分布情况
通过孤岛油田注聚区低液井单元分布情况统计表，后续水驱单元低液井分布均匀，比例较大的中一区馆4和中一区馆5单元，分别占25%和17%。正注聚单元低液井分布集中，南区3-6和中一区3-6单元的低液井占73%，主要原因储层发育差和注采对应差，地层能量低导致的。
2.2注聚区低液井影响因素分析
后续水驱单元共有低液井109口，分析低液原因，主要是由于油井防砂管堵塞、井况因素、举升工艺不合理、地层能量不足等原因造成的。
正注聚单元共有低液井98口，其中储层发育差、注采对应差、原油物性差、绕丝防砂、钻井泥浆污染及作业过程中入井液污染导致近井堵塞、井况差、机采参数不合理和泵效低分别占23.5%、27.6%、14.3%、13.3%、9.2%、6.1%、3.1%和3.1%。
两个单元低液井影响因素来看，后续水驱单元油藏低液井主要影响因素是绕丝防砂导致的，占39.4%，储层发育仅占4.6%。正注聚单元主要影响因素是油层发育和注采对应关系差导致的，占50%。主要是正注聚单元大多位于孤岛油田储层发育边部和断块复杂区，开发层段多，井网复杂，注采對应差，原油物性差等原因导致的低液井多。
2.3 不同影响因素低液井开发规律
通过对注聚区207口低液井影响因素分析，将整个注聚区低液井分为先天低液井和后天低液井两大类。同时按照开发特征和开发规律的不同，先天低液井细分为储层发育差、原油物性差和注采对应差等3类；后天低液井分为绕丝防砂、钻井作业导致近井堵塞、井况差、机采参数不合理和泵效低等5类。不同的低液井，生产特征不同，开发规律不同，
3.治理措施及效果分析
3.1 优化防砂工艺，提高近井导流能力
针对注聚区和后续水驱单元存在的油井低液量问题，近几年在防砂工艺上，重点推广应用了高压一次充填技术，近期开展了逆向充填防砂工艺和与防砂配套的声波助排技术及气动力深穿透解堵技术，在现场应用取得了较好的效果。
3.1.1高压一次充填技术
（1）技术原理
目前国内的绕丝（割缝）管砾石充填防砂施工泵压小于破裂压力，砂比低，砾石充填的颗粒排列密实程度差，尤其在环空内的砾石排列主要靠重力沉降自然堆集，密实程度更差。
高压一次充填技术是利用压裂设备，通过耐压井口和高压充填工具，利用羟丙基胍胶携砂液，将石英砂高密度、高压携带进入地层和油套环形空间。使地层和环空充填的更密实，有利于保持砾石充填防砂井近井地带的渗透性，延长砾石充填防砂有效期，提高油井产液能力。
与常规充填技术相比，高压充填防砂技术，可以减少携砂液用量，减轻对油层的伤害；加大携砂比，提高地层和环空砾石充填层的体积和密实程度，增大砾石充填层的导流能力，降低生产压差，有利于减缓出砂。
（2）携砂液性能指标
在砾石充填作业中以往采用的携砂液主要是油田水和清水。这两种携砂液均属于低粘携砂液，它的优点是，可用于长井段充填；缺点是，携砂比小、用液量大、作业时间长、地层砂与充填砂易互混、对地层伤害大；使得充填作业施工达不预期目的。高粘携砂液施工，用液量少、作业时间短、砾石受高粘液保护破碎少、筛管不宜被堵塞、充填砾石和地层砂不宜互混、容易充填套管以外地区。为了改善近井地带的渗流环境，减小对地层的污染，我们研制开发新型的羟丙基瓜胶携砂液。
室内实验数据表明羟丙基胍胶携砂液具有以下特点：
①4‰-4.4‰的羟丙基胍胶，在温度40℃时，粘度可达100mPa.s左右；
②粘度大、能够满足较高密度（携砂比15%-40%）携砂的需要；
③羟丙基胍胶的溶解速度快，方便现场应用；
④摩阻小，摩擦阻力仅是水的40.3%；
⑤破胶化水彻底，24小时就可破胶化水，粘度<2mPa.s；
⑥对地层伤害小，残渣<3%，是用于配制高密度充填携砂液的良好原料，可以进入现场试验。
（3）应用效果
截止目前2014年共施工26井次，其中效果不理想的4口，成功率85%，因为开井时间均较短，故最终的增液、增油效果还会更好。同12年高充效果对比，12年效果好于13年效果因为12年1/3的井为南区馆3-6的井，而13年一半施工井为南区馆3-6的井。
分析了12年南区馆3-6的10口井效果，其中有5口井使用了携砂液，5口井未使用携砂液，发现使用携砂液的井优势不明显，使用携砂液的井之所以日增油多，是因为含水相对较低。
通过对携砂液做了一系列的实验发现目前使用的携砂液质量不稳定，存在不能及时破胶，有絮状沉淀，对渗透性有负面影响，尤其会影响地填和环空充填的密实程度。
13年高充井4口效果不理想，两口是因为补孔，本身地层供液不足，导致效果不理想，还有两口井是因为油稠，其中一口原油粘度达到6134mPa.s，单纯的高充已无法恢复其产能，应进行转周措施。
经济效益：平均单井增油150吨。效果不好的5口井，其中一口是因为补孔后地层本身供液不足，另外2口均为出砂较严重，液面较深，压力脉冲无法对其进行有效解堵，必须检换防砂工具。还有1口井因为油稠，地层能量不足，需要转周，另一口井为大斜度井，大修两次，本身供液存在问题。
参考文献
[1] 王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂[J].油田化学，2002， 19（3）：230—232.
引言
孤岛采油厂目前已有注聚项目16个，其中正注聚项目5个，年产原油占全厂年产量的46%。聚合物驱提高采收率幅度仅为6%～10%，聚驱后仍有50%左右的原油滞留地下。针对聚合物驱的低液井，从小层发育、油水对应、作业井史、开发曲线和生产管柱等多个资料入手，分析出低液井产生因素，找出各类低液井的开发规律。针对不同的低液井，生产特征不同，开发规律不同，面对注聚区和后续水驱单元存在的油井低液量问题，近几年在防砂工艺上，重点推广应用了高压一次充填技术，近期开展了逆向充填防砂工艺和与防砂配套的声波助排技术及气动力深穿透解堵技术，在现场应用取得了较好的效果，为油田注聚区内提升聚合物采收率，提高低液井产能提供了很好的借鉴作用。
1.调查与分析
目前孤岛油田聚合物驱单元以51%的开井数承担51%的产能，其中正注聚单元以18%开井数承担24%产量，后续水驱单元以33%开井数仅承担27%的产量。
通过注聚区单元低液井（日液<30方）分级可以看出，低液井共有207口，占注聚区单元的20.6%，单井日液15.2方，单井日油2.8t，综合含水81.6%，动液面659.5。正注聚单元低液井98口，占正注聚单元的27.7%，其中按照液量分级，日液<10方、10-20方和>20方井分别占正注聚单元9.4%、10.8%和7.5%，平均单井日液14.2方，单井日油3.3t，综合含水76.8%，动液面722.8m；后续水驱单元低液井109口，占后续水驱单元的16.6%，按照液量分级，日液<10方、10-20方和>20方井分别占后续水驱单元5%、5%和6.5%，平均单井日液15.3方，单井日油2.2t，综合含水85.6%，动液面602m。
2.注聚区低液井影响因素分析及开发规律特征
2.1 注聚区低液井单元分布情况
通过孤岛油田注聚区低液井单元分布情况统计表，后续水驱单元低液井分布均匀，比例较大的中一区馆4和中一区馆5单元，分别占25%和17%。正注聚单元低液井分布集中，南区3-6和中一区3-6单元的低液井占73%，主要原因储层发育差和注采对应差，地层能量低导致的。
2.2注聚区低液井影响因素分析
后续水驱单元共有低液井109口，分析低液原因，主要是由于油井防砂管堵塞、井况因素、举升工艺不合理、地层能量不足等原因造成的。
正注聚单元共有低液井98口，其中储层发育差、注采对应差、原油物性差、绕丝防砂、钻井泥浆污染及作业过程中入井液污染导致近井堵塞、井况差、机采参数不合理和泵效低分别占23.5%、27.6%、14.3%、13.3%、9.2%、6.1%、3.1%和3.1%。
两个单元低液井影响因素来看，后续水驱单元油藏低液井主要影响因素是绕丝防砂导致的，占39.4%，储层发育仅占4.6%。正注聚单元主要影响因素是油层发育和注采对应关系差导致的，占50%。主要是正注聚单元大多位于孤岛油田储层发育边部和断块复杂区，开发层段多，井网复杂，注采對应差，原油物性差等原因导致的低液井多。
2.3 不同影响因素低液井开发规律
通过对注聚区207口低液井影响因素分析，将整个注聚区低液井分为先天低液井和后天低液井两大类。同时按照开发特征和开发规律的不同，先天低液井细分为储层发育差、原油物性差和注采对应差等3类；后天低液井分为绕丝防砂、钻井作业导致近井堵塞、井况差、机采参数不合理和泵效低等5类。不同的低液井，生产特征不同，开发规律不同，
3.治理措施及效果分析
3.1 优化防砂工艺，提高近井导流能力
针对注聚区和后续水驱单元存在的油井低液量问题，近几年在防砂工艺上，重点推广应用了高压一次充填技术，近期开展了逆向充填防砂工艺和与防砂配套的声波助排技术及气动力深穿透解堵技术，在现场应用取得了较好的效果。
3.1.1高压一次充填技术
（1）技术原理
目前国内的绕丝（割缝）管砾石充填防砂施工泵压小于破裂压力，砂比低，砾石充填的颗粒排列密实程度差，尤其在环空内的砾石排列主要靠重力沉降自然堆集，密实程度更差。
高压一次充填技术是利用压裂设备，通过耐压井口和高压充填工具，利用羟丙基胍胶携砂液，将石英砂高密度、高压携带进入地层和油套环形空间。使地层和环空充填的更密实，有利于保持砾石充填防砂井近井地带的渗透性，延长砾石充填防砂有效期，提高油井产液能力。
与常规充填技术相比，高压充填防砂技术，可以减少携砂液用量，减轻对油层的伤害；加大携砂比，提高地层和环空砾石充填层的体积和密实程度，增大砾石充填层的导流能力，降低生产压差，有利于减缓出砂。
（2）携砂液性能指标
在砾石充填作业中以往采用的携砂液主要是油田水和清水。这两种携砂液均属于低粘携砂液，它的优点是，可用于长井段充填；缺点是，携砂比小、用液量大、作业时间长、地层砂与充填砂易互混、对地层伤害大；使得充填作业施工达不预期目的。高粘携砂液施工，用液量少、作业时间短、砾石受高粘液保护破碎少、筛管不宜被堵塞、充填砾石和地层砂不宜互混、容易充填套管以外地区。为了改善近井地带的渗流环境，减小对地层的污染，我们研制开发新型的羟丙基瓜胶携砂液。
室内实验数据表明羟丙基胍胶携砂液具有以下特点：
①4‰-4.4‰的羟丙基胍胶，在温度40℃时，粘度可达100mPa.s左右；
②粘度大、能够满足较高密度（携砂比15%-40%）携砂的需要；
③羟丙基胍胶的溶解速度快，方便现场应用；
④摩阻小，摩擦阻力仅是水的40.3%；
⑤破胶化水彻底，24小时就可破胶化水，粘度<2mPa.s；
⑥对地层伤害小，残渣<3%，是用于配制高密度充填携砂液的良好原料，可以进入现场试验。
（3）应用效果
截止目前2014年共施工26井次，其中效果不理想的4口，成功率85%，因为开井时间均较短，故最终的增液、增油效果还会更好。同12年高充效果对比，12年效果好于13年效果因为12年1/3的井为南区馆3-6的井，而13年一半施工井为南区馆3-6的井。
分析了12年南区馆3-6的10口井效果，其中有5口井使用了携砂液，5口井未使用携砂液，发现使用携砂液的井优势不明显，使用携砂液的井之所以日增油多，是因为含水相对较低。
通过对携砂液做了一系列的实验发现目前使用的携砂液质量不稳定，存在不能及时破胶，有絮状沉淀，对渗透性有负面影响，尤其会影响地填和环空充填的密实程度。
13年高充井4口效果不理想，两口是因为补孔，本身地层供液不足，导致效果不理想，还有两口井是因为油稠，其中一口原油粘度达到6134mPa.s，单纯的高充已无法恢复其产能，应进行转周措施。
经济效益：平均单井增油150吨。效果不好的5口井，其中一口是因为补孔后地层本身供液不足，另外2口均为出砂较严重，液面较深，压力脉冲无法对其进行有效解堵，必须检换防砂工具。还有1口井因为油稠，地层能量不足，需要转周，另一口井为大斜度井，大修两次，本身供液存在问题。
参考文献
[1] 王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂[J].油田化学，2002， 19（3）：230—232.