论文部分内容阅读
摘 要：采油八区一队区块经过40多年的开发历程，已进入特高含水期开发阶段，目前随着各套井网完善程度的提高，水驱各套层系间含水差异逐步缩小，高含水井数逐年上升，低效无效循环日益突出，同时措施改造程度不断提高，措施效果变差，使水驱液油比快速上升，吨油成本逐步增高，系统效率逐渐降低。而为实现经济效益的最大化，节能降耗工作势在必行，我们从节能工作的源头抓起，突出控制注采能耗的“治本”效益，坚持“能源开发与节能并重”的工作方针，通过控制产液量、注水量的增长速度，逐步提高系统效率，降低注水及产液单耗，努力实现油田高效持续有效发展。
关键词：特高含水期 节能降耗 控制 产液、注水增长
一、基本概况
该区块1966年投入开发，通过逐步加密调整，截止到2011年6月共有油水井97口，其中采油井60口，注水井37口，注采井数比1：1.62。注水井开井35口，日注水2231m3，累积注水量3181.20×104m3，年注采比1.14。采油井开井55口，日产液1834t，日产油116t，综合含水93.67%，累积产油1118.09×104t，采油速度0.51%，采出程度48.23%。
二、油田开发现状分析
“十一五”期间，为了控制注入水的无效循环，注水井进行了方案下调、周期注水，高含水关控、间抽等。使得2006年和2000年度对比，注水量下降6.2408×104m3，产液量减少8.3255×104t，产油量减少1.1478×104t。
三、节能降耗潜力分析
1.含水存在差异，产液结构需进一步优化
从2009年含水分级表中可以看出，不同含水级别采油井含水存在差异，含水大于92%的井有31口，占总开井数的57.41%，产液比例68.99%，而含水小于90%的潜力井仍有18口，占总开井数的33.33%，产液结构需进一步优化。其中：日产液小于10t/d，日产油小于1t/d，沉没度低于100m井11口，平均单井日产液5.67t，日产油0.37t，平均含水93.48%。这部分低产低效井的存在严重地影响了油田的整体开发效果和经济效益。而含水大于95%的井14口，占25.93%，含水低于85%的井11口，占20.37 %。可见区块平面含水存在差异，区域内注水、产液的无效循环较突出。
2.实施周期注水，控制注水及产液的无效循环
为减缓产量递减及含水上升速度，控制注水及产液的无效循环，基础井网井自2004年以来实施周期注水，已经取得了较好的稳油控水降压效果，下部继续实施周期注水方案。
3.地层压力分布不均衡，注采需及时调整
地层压力分布不均衡，存在高压和低压区块。其中南7-丁4-337井区2009年地层压力11.97MPa，总压差-0.75MPa，高于区块平均地层压力3.67MPa，存在高压现象；而南8-30-641井区地层压力仅4.13MPa，总压差7.12MPa，低于区块平均地层压力4.17MPa。因此，井区高、低压井组的平面调整仍有较大潜力，可以做为压力治理的重点。
4.采取油、水井压裂，完善注采关系，挖掘剩余油潜力
针对注采不完善井区，通过压裂改造措施，完善注采关系，挖掘剩余油潜力。在细分沉积相研究的基础上，通过动静态的分析，建议二次加密油井压裂1口，一次加密注水井压裂2口。
5.合理优化工作参数，降低能耗
结合采油井的动态变化，对低沉没度井合理优化机采井参数，改善机、杆、泵工作状况，在最佳的匹配状态下生产，以达到控液控水降低能耗的目的。
四、节能措施的应用及效果
针对油田开发中存在的问题和潜力，遵循以“控”为主，“提控”结合的技术对策，强化精细管理，开展节能降耗工作。重点控制水驱特高含水井无效循环，同时优化提液方案设计，降低增液含水率，控水控液，提高开发效益。
1.以控液增油为核心，控制采油井无效采出
1.1对高含水低产低效井采取间抽生产，降低无效产水，提高经济效益。
2010年共采取间抽生产5口井，每天8：00-18：00关井间抽，间抽前正常生产平均日产液55t，日产油2.6t，综合含水95.27%，平均沉没度44.63m。间抽后与正常时对比，平均日降液16.1t，日降油0.1t；目前已累计降液6960t，累计降油42t。
1.2合理优化工作参数，控液稳油
采取衡油调液技术控制产液量，確保产量稳定，结合采油井的动态变化，合理优化机采井参数，达到控液稳油的效果。
到目前共调整参数10口井，措施前后对比：日降液38t、日少产水37.1m3、日少产油0.9t；目前累计降液1.3779×104t，累计少产水1.3502×104m3，累计少产油0.0277×104t。
1.3采油井挖潜措施
对含水相对较低采油井，根据开采情况采取压裂、换泵等治理措施，挖掘剩余油潜力，提高低含水井产液能力，2010年至目前采油井共上增产措施8口，累积增油0.4047×104t。
2.以综合调整为基础，减少注水井无效注入
2.1适时调整注水井方案，保证注采合理，控制无效注入水
2.2针对低压区块上调注水方案
2.3通过注水井调剖，缓解层间干扰，改善注采剖面，控制无效注入水
3.应用节能措施取得的效益
通过上述节能降耗工作的实施，2010～2011年已经控制无效注水量16.021×104m3，节约资金43.2567万元；控制无效产液量8.7564×104t，节约资金49.0358万元。共节约资金92.2925万元。
五、结论与认识
科学组织、合理有序地进行各项油水井措施的同步实施，是确保节能工作顺利进行的必要前提。
油田进入特高含水期开发，进行控水控液挖潜是改善油田开发效果、实现节能降耗增效的有效手段。
采用综合措施进行注水结构及产液结构调整，是挖掘剩余油潜力、控制无效注水、无效产液循环的重要方法。
关键词：特高含水期 节能降耗 控制 产液、注水增长
一、基本概况
该区块1966年投入开发，通过逐步加密调整，截止到2011年6月共有油水井97口，其中采油井60口，注水井37口，注采井数比1：1.62。注水井开井35口，日注水2231m3，累积注水量3181.20×104m3，年注采比1.14。采油井开井55口，日产液1834t，日产油116t，综合含水93.67%，累积产油1118.09×104t，采油速度0.51%，采出程度48.23%。
二、油田开发现状分析
“十一五”期间，为了控制注入水的无效循环，注水井进行了方案下调、周期注水，高含水关控、间抽等。使得2006年和2000年度对比，注水量下降6.2408×104m3，产液量减少8.3255×104t，产油量减少1.1478×104t。
三、节能降耗潜力分析
1.含水存在差异，产液结构需进一步优化
从2009年含水分级表中可以看出，不同含水级别采油井含水存在差异，含水大于92%的井有31口，占总开井数的57.41%，产液比例68.99%，而含水小于90%的潜力井仍有18口，占总开井数的33.33%，产液结构需进一步优化。其中：日产液小于10t/d，日产油小于1t/d，沉没度低于100m井11口，平均单井日产液5.67t，日产油0.37t，平均含水93.48%。这部分低产低效井的存在严重地影响了油田的整体开发效果和经济效益。而含水大于95%的井14口，占25.93%，含水低于85%的井11口，占20.37 %。可见区块平面含水存在差异，区域内注水、产液的无效循环较突出。
2.实施周期注水，控制注水及产液的无效循环
为减缓产量递减及含水上升速度，控制注水及产液的无效循环，基础井网井自2004年以来实施周期注水，已经取得了较好的稳油控水降压效果，下部继续实施周期注水方案。
3.地层压力分布不均衡，注采需及时调整
地层压力分布不均衡，存在高压和低压区块。其中南7-丁4-337井区2009年地层压力11.97MPa，总压差-0.75MPa，高于区块平均地层压力3.67MPa，存在高压现象；而南8-30-641井区地层压力仅4.13MPa，总压差7.12MPa，低于区块平均地层压力4.17MPa。因此，井区高、低压井组的平面调整仍有较大潜力，可以做为压力治理的重点。
4.采取油、水井压裂，完善注采关系，挖掘剩余油潜力
针对注采不完善井区，通过压裂改造措施，完善注采关系，挖掘剩余油潜力。在细分沉积相研究的基础上，通过动静态的分析，建议二次加密油井压裂1口，一次加密注水井压裂2口。
5.合理优化工作参数，降低能耗
结合采油井的动态变化，对低沉没度井合理优化机采井参数，改善机、杆、泵工作状况，在最佳的匹配状态下生产，以达到控液控水降低能耗的目的。
四、节能措施的应用及效果
针对油田开发中存在的问题和潜力，遵循以“控”为主，“提控”结合的技术对策，强化精细管理，开展节能降耗工作。重点控制水驱特高含水井无效循环，同时优化提液方案设计，降低增液含水率，控水控液，提高开发效益。
1.以控液增油为核心，控制采油井无效采出
1.1对高含水低产低效井采取间抽生产，降低无效产水，提高经济效益。
2010年共采取间抽生产5口井，每天8：00-18：00关井间抽，间抽前正常生产平均日产液55t，日产油2.6t，综合含水95.27%，平均沉没度44.63m。间抽后与正常时对比，平均日降液16.1t，日降油0.1t；目前已累计降液6960t，累计降油42t。
1.2合理优化工作参数，控液稳油
采取衡油调液技术控制产液量，確保产量稳定，结合采油井的动态变化，合理优化机采井参数，达到控液稳油的效果。
到目前共调整参数10口井，措施前后对比：日降液38t、日少产水37.1m3、日少产油0.9t；目前累计降液1.3779×104t，累计少产水1.3502×104m3，累计少产油0.0277×104t。
1.3采油井挖潜措施
对含水相对较低采油井，根据开采情况采取压裂、换泵等治理措施，挖掘剩余油潜力，提高低含水井产液能力，2010年至目前采油井共上增产措施8口，累积增油0.4047×104t。
2.以综合调整为基础，减少注水井无效注入
2.1适时调整注水井方案，保证注采合理，控制无效注入水
2.2针对低压区块上调注水方案
2.3通过注水井调剖，缓解层间干扰，改善注采剖面，控制无效注入水
3.应用节能措施取得的效益
通过上述节能降耗工作的实施，2010～2011年已经控制无效注水量16.021×104m3，节约资金43.2567万元；控制无效产液量8.7564×104t，节约资金49.0358万元。共节约资金92.2925万元。
五、结论与认识
科学组织、合理有序地进行各项油水井措施的同步实施，是确保节能工作顺利进行的必要前提。
油田进入特高含水期开发，进行控水控液挖潜是改善油田开发效果、实现节能降耗增效的有效手段。
采用综合措施进行注水结构及产液结构调整，是挖掘剩余油潜力、控制无效注水、无效产液循环的重要方法。