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胡五块降耗增油方案研究

发表时间：2021/4/20 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：陈宪梅

[导读] 胡五块目前综合含水94.2%，处于油田开发后期高含水的形势。近几年来，由于受油价及井况的影响，造成区块产量下降，自然递减上升，开发形势变差。

中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳陈宪梅 457001

摘要：胡五块目前综合含水94.2%，处于油田开发后期高含水的形势。近几年来，由于受油价及井况的影响，造成区块产量下降，自然递减上升，开发形势变差。本次通过研究怎样进行效益开发，以提高储量控制与动用为核心，以水井工作为重点，强化注采井网及注采关系的完善，加强层间、层内、平面调整以实现产量的有序接替，达到节能降耗增油的目的。
关键词：节能；降耗增油；水井综合调整；油井产液结构
        前言：胡五块位于东濮凹陷西部斜坡带，属于构造极复杂断块油藏。目前动用含油面积4.5km2，动用石油地质储量815×104t, 可采储量254×104t，标定采收率31.2%。平均孔隙度20.5%，平均渗透率145×10-3μm2，主要含油层位为沙河街组沙三段。纵向上含油层系多，含油井段长，油水关系复杂，断块小而破碎，属于典型中渗极复杂断块油藏。近几年来，由于受油价及井况的影响，造成区块产量下降，自然递减上升，开发形势变差。
        1 存在问题
        一是构造复杂，断块注采完善难度大，导致部分油井低效耗能。
        构造复杂区受构造认识局限，简单区受井网损坏的影响，导致井网适应性差，因事故影响和构造复杂造成井网不完善的小断块有20个，造成块内油井无能量补充，低效生产。
        二是储层非均质性严重，层间、层内、平面矛盾突出，导致部分井组无效注水、能耗偏高。
由于储层非均质性强，随着开发的不断深入，层间层内矛盾日益突出。
        从层间上看，单层突进系数最高达4.2，渗透率极差最大为321.8，多样化的微相形态造成储层层内非均质严重，层内矛盾突出，水驱动用状况不均；从平面上看，受沉积微相的影响，平面扫油面积系数较低，水线推进较窄，注水见效差异大，平面扫油面积系数为0.42，全油藏平均为0.39；从注水方向上看，井组注水存在明显的优势方向，造成部分井组无效注水，能耗偏高。
        三是油藏埋深浅，地层胶结疏松，易出砂，造成井况损坏严重，导致部分油水井无法建立完善的驱替关系，无法最大程度的利用能源。
        2 技术思路
        以“精细研究、精细注水、精细管理”为主线；平面上完善注采井网、提高储量控制程度；加强层间调整，提高水驱动用程度；根据不同层系、井组特征，优选适应性注采技术，挖掘层间、平面剩余油。
        一是针对复杂断块油藏断层发育的问题，在构造应力研究的基础上，分析断层发育分布规律，应用三维地震资料进一步开展了低序级断层的精细描述，落实三维空间构造形态。
        二是地层精细对比和构造落实的基础上，建立胡五块油藏构造模型、属性模型。
        三是研究复杂断块油藏渗流规律，对不同类型断块进行模拟研究，研究油藏油水运动规律并建立预测模型。
        四是通过开展驱替系统优化论证，建立水驱油经济技术界限，适配储层非均质和剩余油分布特征。
        3 降耗增油的技术方法
        3.1 针对构造简单区，通过合理注采井距确定，规避低效循环注采井组，降低能耗。
        3.2 针对构造复杂区层间层内矛盾突出单元，利用调剖、选择性堵水，提高储量动用程度，降低能耗。
        针对油水井进行调剖适应性分析，根据胡五块温度矿化度油藏条件，优选聚合物冻胶调剖技术，尝试小剂量、高浓度交联聚合物油水井调剖，降低成本，提高水驱开发效果。
        3.3通过研究复杂断块油藏渗流规律，利用地质建模和数值模拟来对不同类型断块进行模拟研究，研究油藏油水运动规律并建立预测模型。通过开展驱替系统优化论证，建立水驱油经济技术界限，适配储层非均质和剩余油分布特征,利用注水调配、油井调参等手段提高注水利用率。
        4 降耗增油的实施过程
        4.1 优化水井综合调整方案
        ①细分注水方案：主要做法是在考虑注水井层间吸水差异、动用状况、隔层厚度的同时，还重点考虑周围采油井生产状况，针对“三高”、“两低”井区、措施井区、匹配调整井、层间矛盾突出井、管柱多年未动井、层段性质多年未变井进行细分,使注水利用率有效提高。

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        ②下调注水量方案：对高含水层、对堵水井层、长周期关停井、套损部位所在层段、协调注采平衡区井、匹配调整等井区进行下调注水量。用周期性地提高和降低注水量的办法使地层内部产生不稳定的压力降，使流体在不同渗透率的小层之间不稳定交渗流动，从而扩大注入水的波及系数，提高注入水的驱油效率。其中下调水量36井次，共减少无效注水量5.79×104m3。
        ③调剖：水驱对层段内吸水差异较大又无法再细分的注水井实施调剖，可以增加含水相对较低层段吸水量，减少高含水层段的注水，以缓解层间干扰，改善注采剖面，有效控制无效水循环，提高油层吸水比例。共调剖2井次,累计减少无效水量0.6×104m3；对应油井累计增油427.2t。
        4.2 优化产液结构调整
        ①周期间抽控液：适用于部分油层发育较差、地层压力低于周围井区或单层突进无法采取控液措施的采油井。
        ②特高含水井长周期抽稀井网调控：经逐井分析研究，依据单井产量、含水及产液量的不同，实施调控，同时对连通注入井同步关停及下调水量。
        ③衡油控液优化机采参数：通过动态跟踪分析含水、沉没度等值图变化情况，在高产液、高含水、高液面区块选择控液井组，实施下调参措施；在低产液、低含水、低液面区块选择提液井组，实施上调参措施。
        ④高含水井堵水：以环空找水、井温、噪声等资料为依据，结合平面上的注采关系，动静结合确定高含水、高产液目的层。通过机械、化学两种堵水方式，控制高含水、高产液方向注采强度，降低堵水井和区域采油井含水率，缓解层间干扰或平面矛盾，进而调整区域内压力场，改善井组其他井的开发效果。
        胡五块对通过以上调整措施，累计减无效液量0.63×104 m3；油井实施选择性堵水2井次，累计增油310t。
        5 节能环保效果及经济效益分析
        5.1经济技术指标及能效指标
        通过深化油藏认识，合理调整措施结构，胡五块累计增油0.1530×104t，减少低无效注水量6.39×104m3，减少无效产液量0.63×104m3，自然递减控制在5.2%，与2019年对比，吨油耗水减少0.56m3，吨油产液减少1.9t，自然递减下降5.93个百分点，各项指标运行良好。
        5.2主要能源品种节约量
        按每注1m3水，耗电9.11KW·h，每处理1m3水，耗电15KW·h，耗资1.1元计算。
年节电=6.39×104m3×9.11KW·h/m3+0.63×104m3×15KW·h/m3=67.66×104KW·h；
        5.3 污染物减排量
        折合标准煤=67.66×104KW·h×1.229t/KW·h=83.15t
        减少碳排放量=67.66×104KW ·h×9.515t/KW·h=643.78t CO2
        5.4 经济效益测算
        年节电费=67.66×104kW·h×0.755元/kW·h=51.08×104元
        （电费按 0.755 /kW·h元计算,原油按每吨2310元计算）。
         年节约污水处理费用=（6.39+0.63）×104m3×1.1元/ m3=7.69×104元
        增油价值=0.1530×104t×2310元/t=353.43×104元
        故一年产生经济效益=(51.08+7.69+353.43)×104元=412.2×104元
        6 结论与认识
        利用复杂断块油藏渗流规律来进行油藏地质建模及数值模拟，设计开发方案，寻找剩余油富集区，合理调整注水政策，利用多样化注水方式，并优选井组实施调剖、堵水，调整见效井组流线，优化注水管理和产液结构，控制区块自然递减，达到节能降耗的目的。