论文部分内容阅读
摘要：孤东七区西54-61二元区自2011年6月开始注聚，在开发过程中，逐渐显现出油井堵塞、窜聚、含水回返、低效加速等问题；注入井呈现高压注入井增多，套变严重等矛盾。通过油水井堵塞原理、注采平衡等原则结合油井低液、杆管泵腐蚀、注入井高压注入及套损加剧等现象，提出相应的措施，通过复扩射、更新侧钻、加大更换防腐蚀杆管力度、调水量、调浓度等措施方法，减缓了本站54-61二元区后期递减速度。
关键词：聚合物；地层堵塞；注采平衡
1 单元基本情况
七区西Ng54～61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大断层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。其中，南部二元先导复合驱面积1.44km2，储量404×104t，中北部含油面积7.6km2，储量1315×104t。七区西Ng54～61二元区方案设计采用清水配置母液、污水稀释注入的注入方式，设计三段塞注入方式。
注采302站七区西Ng54～61单元自2010年11月开始前期调整，2011年6月开始注聚合物，2012年12月开始注入表面活性剂和磺酸盐，截止2015年10月共累计注入0.11PV，累增油4.7万吨。从含水漏斗曲线及2014年12月到2015年8月开发数据表中看，含水明显上升，日液水平由891.9吨下降至836吨，日产油由峰值74吨下降至54吨，自然递减率由-7.53%上升至15.28%。严重影响二元效果。
2 影响二元后期效果的主要因素
自2011年6月开始，随着聚合物、表面活性剂以及磺酸盐的注入，七区西Ng54～61二元区单元进入注聚后期，由于聚合物的影响导致地层堵塞、杆管泵腐蚀加剧以及套损加剧等问题，严重影响了后期开发效果。
2.1 地层堵塞
一是由于聚合物是高分子有机物，分子质量很大，尺寸也较大，比较容易造成聚合物分子和岩石孔道半径不匹配，堵塞多孔介质的现象。二是由于聚合物在静态时，在岩石表面的吸附一般是单分子层，但是在运动中，分子链会互相缠绕、并包容粘土颗粒等进行运移，使得地层中聚合物吸附不再以均一的单分子层进行吸附，导致渗流孔道变窄，降低了地层的吸液能力，严重的可能堵塞孔道。在砂岩储层中，因内表面积大，成岩矿物多种组合，粘土矿物含量高，所以当聚合物溶液在砂岩空隙中流动时，更容易发生吸附滞留。从而导致油井地层堵塞或者防砂工具堵塞，注入井高压欠注等现象。
2.2聚合物腐蚀.由于聚合物、表面活性剂及磺酸盐的化学特性，对抽油杆、油管及泵均有一定的腐蚀，甚至有的比较严重，由于在杆管偏磨部位不断产生新的创面，当有腐蚀性气体存在时，腐蚀与磨损共存，加快了杆管泵的损害。
2.3 套损加剧.一是高浓度注入聚合物溶液，波及体积扩大，同时导致薄差层憋压损坏套管。二是超破裂压力注入聚合物溶液，导致地层压力过高，使油层破碎出砂损害套管。
3 主要做法及取得的效果
3.1 多措并举，提液稳效
针对油砂体边部、距离注聚井比较远的不见效或见效变差的油井，通过复扩射改善油井近井地带的压差，从而提液稳效。针对因注入井高压造成的井区能量下降，油井低液的现象，不正常注入井通过防砂解堵、洗井等方法治理，提高聚驱增注效果，从而提高地层能量，油井提液稳效。针对平面不完善，油水井联通差的井区，通过转注补充地层能量，实现油井提液稳效。2015年以来共实施油井复扩射2口，转注1口，累增油337吨。注聚井洗井、换管柱共4口，增水153方，累计受效油井17井次，累增油287吨。
典型井例：33-206复扩射：GO7-33-206生产54.5层，其中55层全射，位于砂体边部，54层砂厚5.5米，实射仅2米，平面上对应4口注聚井，井网完善好。自注聚高峰期后该井日液逐渐由50＼15吨，日油由5.6＼2吨，动液面由895＼1110米，对应注聚井注入均正常。综合分析该井由于聚合物堵塞导致低液。通过测井图对比，认为54层剩余油较为丰富，但仅实射2米，严重影响注聚后期开发效果，故制定复扩射54层，措施实施后，日液/日油/含水/动液面为：63.5/4.5/92.9/867米，累增油259吨。
3.2加大防腐蚀、防偏磨杆管的更换力度，及时处理躺井和低效，提高采油时率
针对偏磨严重，腐蚀严重的井，在作业过程中加大防偏磨防腐蚀杆管的更换力度。同时及时处理躺井、低效，提高采油时率。2015年以来共实施扶躺井、低效共18口，恢复产能486吨。
3.3 更新侧钻，完善井网，维持聚驱控制储量
对平面矛盾突出井区及套损井无法正常注入的井区，通过更新侧钻新景，增加注聚井点，完善井网，维持聚驱控制储量，扩大见效规模。2015年以来共实施更新侧钻注聚井1口（GO7-38C226）恢复聚驱控制储量0.7万吨，累增油765吨。典型井例： 侧钻注聚井38C226：注聚井GO7-38-3215由于地层发育差，GO7-38N226由于套变日注仅70方，对应6口油井，井组注采比仅0.51，严重影响井区聚驱开发效果。故实施GO7-38-226原井口侧钻GO7-38C226分层注聚55.562层，措施实施后，恢复聚驱控制储量0.7万吨，累增油765吨。
3.4 合理进行注采系统调整，优化注采结构
随着注聚的深入，容易形成固定聚驱流线，故在注聚后期更应该加强注采调整，通过调配日注量，浓度，优化油井采液量等方式，优化注采结构，确保注聚后期稳效。典型井例：38N226注采调配：GO7-40-226是54-61注聚区油井，位于注聚区和水驱交界处，生产55层，效厚9.5m，渗透率1047豪达西，发育良好，日液105t、日油7t、含水93.3%，动液面642m，对应3口水井：GO7-42N226、 GO7-38N226和GO7-38-3215，其中GO7-38-3215套变关。该井从2015年1月开始，液量油量逐渐下降，含水逐渐上升，日油由7.6吨↓5.8吨，产量出现大的下滑； 且该井55层累计注采比偏低，注采结构不合理。分析认为左侧水井GO7-38N226于1月7日保钻关井，日减水量70m3，导致该井液量下降，产量下滑。同时分析GO7-40-226的55层累计注采比偏低，主要是因该井位于注聚区和水驱交界，为保障油井注聚效果，42N266方向长期降水降压；注聚区水井GO7-38-3215带病笼统注水，提水困难，目前套变关，仅GO7-38N226注水正常，导致该井累计注采比偏低，西南方向储量失控，平面注采结构不合理。针对以上分析，制定：1、注聚区水井GO7-38N226保钻开井时，日注由保钻前70 ↑ 130m3/d，浓度2000 ↑ 2300mg/l，大幅度提水提浓度来提高波及体积，改善注采结构。2、注聚区水井GO7-38-3215套变关，西南方向储量失控，设计新井GO7-38C226注水注聚，2015年4月20日投注，日注100m3，完善注采井网，改善注采结构，目前GO7-40-226能量逐渐上升。措施实施后，GO7-40-226日油上升2.2吨，恢复措施前產量，见效235天，累增油485吨，阶段注采比上升+0.17。
4、结论及认识
1）仅管到了聚驱后期，含水回返速度加快，但综合分析各种影响聚驱后期开发效果的主要因素，仍可通过防砂、复扩射、更新侧钻等措施挖潜剩余油，提高聚驱开发效果。 2）通过调配日注量，浓度，优化油井采液量等方式，优化注采结构，仍是注聚后期稳定注聚效果的有效方法。
参考文献：
[1]程林松。影响聚合物驱地层堵塞的机理[J]大庆石油地质与开发，2003，21（1）：46-49
关键词：聚合物；地层堵塞；注采平衡
1 单元基本情况
七区西Ng54～61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大断层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。其中，南部二元先导复合驱面积1.44km2，储量404×104t，中北部含油面积7.6km2，储量1315×104t。七区西Ng54～61二元区方案设计采用清水配置母液、污水稀释注入的注入方式，设计三段塞注入方式。
注采302站七区西Ng54～61单元自2010年11月开始前期调整，2011年6月开始注聚合物，2012年12月开始注入表面活性剂和磺酸盐，截止2015年10月共累计注入0.11PV，累增油4.7万吨。从含水漏斗曲线及2014年12月到2015年8月开发数据表中看，含水明显上升，日液水平由891.9吨下降至836吨，日产油由峰值74吨下降至54吨，自然递减率由-7.53%上升至15.28%。严重影响二元效果。
2 影响二元后期效果的主要因素
自2011年6月开始，随着聚合物、表面活性剂以及磺酸盐的注入，七区西Ng54～61二元区单元进入注聚后期，由于聚合物的影响导致地层堵塞、杆管泵腐蚀加剧以及套损加剧等问题，严重影响了后期开发效果。
2.1 地层堵塞
一是由于聚合物是高分子有机物，分子质量很大，尺寸也较大，比较容易造成聚合物分子和岩石孔道半径不匹配，堵塞多孔介质的现象。二是由于聚合物在静态时，在岩石表面的吸附一般是单分子层，但是在运动中，分子链会互相缠绕、并包容粘土颗粒等进行运移，使得地层中聚合物吸附不再以均一的单分子层进行吸附，导致渗流孔道变窄，降低了地层的吸液能力，严重的可能堵塞孔道。在砂岩储层中，因内表面积大，成岩矿物多种组合，粘土矿物含量高，所以当聚合物溶液在砂岩空隙中流动时，更容易发生吸附滞留。从而导致油井地层堵塞或者防砂工具堵塞，注入井高压欠注等现象。
2.2聚合物腐蚀.由于聚合物、表面活性剂及磺酸盐的化学特性，对抽油杆、油管及泵均有一定的腐蚀，甚至有的比较严重，由于在杆管偏磨部位不断产生新的创面，当有腐蚀性气体存在时，腐蚀与磨损共存，加快了杆管泵的损害。
2.3 套损加剧.一是高浓度注入聚合物溶液，波及体积扩大，同时导致薄差层憋压损坏套管。二是超破裂压力注入聚合物溶液，导致地层压力过高，使油层破碎出砂损害套管。
3 主要做法及取得的效果
3.1 多措并举，提液稳效
针对油砂体边部、距离注聚井比较远的不见效或见效变差的油井，通过复扩射改善油井近井地带的压差，从而提液稳效。针对因注入井高压造成的井区能量下降，油井低液的现象，不正常注入井通过防砂解堵、洗井等方法治理，提高聚驱增注效果，从而提高地层能量，油井提液稳效。针对平面不完善，油水井联通差的井区，通过转注补充地层能量，实现油井提液稳效。2015年以来共实施油井复扩射2口，转注1口，累增油337吨。注聚井洗井、换管柱共4口，增水153方，累计受效油井17井次，累增油287吨。
典型井例：33-206复扩射：GO7-33-206生产54.5层，其中55层全射，位于砂体边部，54层砂厚5.5米，实射仅2米，平面上对应4口注聚井，井网完善好。自注聚高峰期后该井日液逐渐由50＼15吨，日油由5.6＼2吨，动液面由895＼1110米，对应注聚井注入均正常。综合分析该井由于聚合物堵塞导致低液。通过测井图对比，认为54层剩余油较为丰富，但仅实射2米，严重影响注聚后期开发效果，故制定复扩射54层，措施实施后，日液/日油/含水/动液面为：63.5/4.5/92.9/867米，累增油259吨。
3.2加大防腐蚀、防偏磨杆管的更换力度，及时处理躺井和低效，提高采油时率
针对偏磨严重，腐蚀严重的井，在作业过程中加大防偏磨防腐蚀杆管的更换力度。同时及时处理躺井、低效，提高采油时率。2015年以来共实施扶躺井、低效共18口，恢复产能486吨。
3.3 更新侧钻，完善井网，维持聚驱控制储量
对平面矛盾突出井区及套损井无法正常注入的井区，通过更新侧钻新景，增加注聚井点，完善井网，维持聚驱控制储量，扩大见效规模。2015年以来共实施更新侧钻注聚井1口（GO7-38C226）恢复聚驱控制储量0.7万吨，累增油765吨。典型井例： 侧钻注聚井38C226：注聚井GO7-38-3215由于地层发育差，GO7-38N226由于套变日注仅70方，对应6口油井，井组注采比仅0.51，严重影响井区聚驱开发效果。故实施GO7-38-226原井口侧钻GO7-38C226分层注聚55.562层，措施实施后，恢复聚驱控制储量0.7万吨，累增油765吨。
3.4 合理进行注采系统调整，优化注采结构
随着注聚的深入，容易形成固定聚驱流线，故在注聚后期更应该加强注采调整，通过调配日注量，浓度，优化油井采液量等方式，优化注采结构，确保注聚后期稳效。典型井例：38N226注采调配：GO7-40-226是54-61注聚区油井，位于注聚区和水驱交界处，生产55层，效厚9.5m，渗透率1047豪达西，发育良好，日液105t、日油7t、含水93.3%，动液面642m，对应3口水井：GO7-42N226、 GO7-38N226和GO7-38-3215，其中GO7-38-3215套变关。该井从2015年1月开始，液量油量逐渐下降，含水逐渐上升，日油由7.6吨↓5.8吨，产量出现大的下滑； 且该井55层累计注采比偏低，注采结构不合理。分析认为左侧水井GO7-38N226于1月7日保钻关井，日减水量70m3，导致该井液量下降，产量下滑。同时分析GO7-40-226的55层累计注采比偏低，主要是因该井位于注聚区和水驱交界，为保障油井注聚效果，42N266方向长期降水降压；注聚区水井GO7-38-3215带病笼统注水，提水困难，目前套变关，仅GO7-38N226注水正常，导致该井累计注采比偏低，西南方向储量失控，平面注采结构不合理。针对以上分析，制定：1、注聚区水井GO7-38N226保钻开井时，日注由保钻前70 ↑ 130m3/d，浓度2000 ↑ 2300mg/l，大幅度提水提浓度来提高波及体积，改善注采结构。2、注聚区水井GO7-38-3215套变关，西南方向储量失控，设计新井GO7-38C226注水注聚，2015年4月20日投注，日注100m3，完善注采井网，改善注采结构，目前GO7-40-226能量逐渐上升。措施实施后，GO7-40-226日油上升2.2吨，恢复措施前產量，见效235天，累增油485吨，阶段注采比上升+0.17。
4、结论及认识
1）仅管到了聚驱后期，含水回返速度加快，但综合分析各种影响聚驱后期开发效果的主要因素，仍可通过防砂、复扩射、更新侧钻等措施挖潜剩余油，提高聚驱开发效果。 2）通过调配日注量，浓度，优化油井采液量等方式，优化注采结构，仍是注聚后期稳定注聚效果的有效方法。
参考文献：
[1]程林松。影响聚合物驱地层堵塞的机理[J]大庆石油地质与开发，2003，21（1）：46-49