馬朝強(qiáng)，陳軍斌，李秋實(shí)， 李勇紅，王 萌，張衛(wèi)剛

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安，710065；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安，710021）

1 總體概況

采油八廠目前共有油井1690口，開井1579口，表1、表2分別為該廠油井的基本現(xiàn)狀及相關(guān)產(chǎn)量。

2 高產(chǎn)井分析

油井產(chǎn)量分布和油井構(gòu)成比重差距大，產(chǎn)量小于1噸的油井共630口，占總井?dāng)?shù)的39.9%，但產(chǎn)量僅占總產(chǎn)量的10.5%。而部分高產(chǎn)井占據(jù)總井?dāng)?shù)的3.9%，產(chǎn)量卻占據(jù)總產(chǎn)量的14.2%。為了保持原油生產(chǎn)的穩(wěn)定，在努力提高低產(chǎn)井產(chǎn)量的同時(shí)，還需保持高產(chǎn)井的產(chǎn)量。對(duì)于第八采油廠低滲透油田來說，高產(chǎn)井井?dāng)?shù)只占據(jù)油井總數(shù)的一小部分，有效地保持高產(chǎn)井的產(chǎn)量，對(duì)于保持原油產(chǎn)量和提升機(jī)采系統(tǒng)效率就顯得尤為重要。

3 高產(chǎn)井油藏區(qū)塊分布

我廠高產(chǎn)井主要分布在羅27、元214、學(xué)3、元87、元267、新48-104等區(qū)塊，這些油藏區(qū)域分布范圍較廣，開發(fā)時(shí)間較短，注采井網(wǎng)較合理，高產(chǎn)井地層能量保持水平較好，油井平均動(dòng)液面均高于全廠平均動(dòng)液面，油井產(chǎn)量較高。

4 高產(chǎn)井變化規(guī)律

4.1 高產(chǎn)井動(dòng)態(tài)分析

隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長，油井產(chǎn)量將會(huì)出現(xiàn)大幅度下降，遞減因素日趨復(fù)雜。表5對(duì)比分析了我廠2010年1月份產(chǎn)量在3噸以上的316口油井產(chǎn)量變化情況。

對(duì)比分析不同油藏中，油井產(chǎn)量變化情況，可以看出姬15區(qū)塊各油藏油井產(chǎn)量維持較好，平均單井產(chǎn)量上升0.76噸/天，這主要是由于該區(qū)塊近年新投井較多，在合理的儲(chǔ)層改造方案指導(dǎo)下，新投井產(chǎn)量維持較好。王盤山區(qū)塊高產(chǎn)井產(chǎn)量下降較多，而鐵邊城區(qū)塊油井穩(wěn)產(chǎn)形式較王盤山區(qū)塊要好。

4.2 高產(chǎn)井產(chǎn)量變化原因分析

分析高產(chǎn)井產(chǎn)量變化情況，總結(jié)其規(guī)律，對(duì)于維持高產(chǎn)井乃至整個(gè)油田區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)具有至關(guān)重要的意義。

開發(fā)幾年來，我廠始終按照《第八采油廠高產(chǎn)井管理細(xì)則》，堅(jiān)持根據(jù)不同油井制定不同開采措施。如在偏磨井治理上，采取應(yīng)用不同防偏磨組合、優(yōu)化管桿組合、優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)等措施；在出砂井治理上，通過判斷砂粒粗細(xì)制定合理防砂措施，同時(shí)選取合理生產(chǎn)壓差，采用小泵徑、小參數(shù)生產(chǎn)降低井筒攜砂能力；而對(duì)靠近邊、底水區(qū)塊的油井，及時(shí)分析動(dòng)液面和泵沉沒度資料，實(shí)施小泵深抽、長沖程、慢沖次的參數(shù)組合，提高油井產(chǎn)量。

由于開采措施得力，我廠油井保持了良好的生產(chǎn)態(tài)勢，大部分高產(chǎn)油井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)甚至增產(chǎn)。

在2010年的投產(chǎn)井中，吳定和鐵邊城作業(yè)區(qū)高產(chǎn)井較多，而這些油井的產(chǎn)量變化情況差距較大。新48-104區(qū)塊新48-104-3井與新48-104-2井均于2010年9月1日投產(chǎn)開抽，新48-104-3初期生產(chǎn)參數(shù)如下：沖程2.5m，沖次5 n/min，泵徑32mm，泵深1150m，該井于2011年5月份參數(shù)調(diào)整為：沖程3.0m，沖次3.5n/min，泵徑32mm，泵深1150m。而新48-104-2井生產(chǎn)參數(shù)始終保持為：沖程2.5m，沖次5 n/min，泵徑32mm，泵深1200m。合理的抽油參數(shù)調(diào)整使得新48-104-3井產(chǎn)量保持較為穩(wěn)定。

同時(shí)，通過精細(xì)注采調(diào)控，合理注水技術(shù)政策，控制生產(chǎn)壓差，我廠部分油藏穩(wěn)產(chǎn)效果較好，如：學(xué)3長2油藏。2011年我廠對(duì)學(xué)3長2油藏開展了“01工程”綜合治理，與2010年相比，該油藏自然遞減由17.0 % 下降到14.5%，綜合遞減由14.3%下降到13.0%。含水上升率由1.7% 下降到1.5%，平均地層壓力由13.06Mpa上升到13.28 MPa，地層壓力保持水平由91.4%上升到92.9%。水驅(qū)控制程度保持在94.7%，水驅(qū)動(dòng)用程度由69.5%上升為74.7%。在 合理的開采技術(shù)政策下，該油藏中高產(chǎn)井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，保持了較高的油井產(chǎn)量。

總結(jié)高產(chǎn)井的產(chǎn)量變化原因，對(duì)于做好以后的高產(chǎn)井管理工作有著至關(guān)重要的意義。

4.2.1 地層堵塞

低滲透油田為了提高開發(fā)效果，提高最終采收率，必須采取保持壓力的開發(fā)方式，實(shí)施注水開發(fā)。如果注入水與地層巖石不配伍或與地層流體不配伍，均可造成儲(chǔ)層傷害，引起地層堵塞。

學(xué)3延9油藏目前油井開井30口，該區(qū)塊部分高產(chǎn)井由于地層堵塞原因，產(chǎn)量下降明顯，如學(xué)32-8井，該井由2010年1月份的日產(chǎn)油7.1噸下降到目前的0.4噸，初步判斷為地層能量不足，后對(duì)對(duì)應(yīng)注水井學(xué)32-7上調(diào)配注，調(diào)后該注水井對(duì)應(yīng)其他油井反應(yīng)快，但是學(xué)32-8井反應(yīng)不明顯，產(chǎn)量仍然很低，確定為地層堵塞，決定實(shí)施解堵措施。

4.2.2 地層能量不足

元191區(qū)塊是鄂爾多斯盆地中生界多油層發(fā)育區(qū)之一，目前已發(fā)現(xiàn)三疊系延長組長8、長6、長4+5和侏羅系延安組延10等多套含油層系，其主力油層為三疊系延長組長4+5、長6。2011年該油藏實(shí)施油井測壓12口。測得壓力保持水平由去年89.7% 下降到77.3%，四口可對(duì)比井壓力由去年的13.76MPa下降到目前的10.14MPa。

該區(qū)塊部分油藏物性差或處于油藏邊部的油井因井網(wǎng)不完善，沒有注水或注水后尚未見效，出現(xiàn)投產(chǎn)一段時(shí)間后產(chǎn)量遞減較快，目前液面低，供液嚴(yán)重不足。如新70-97井，功圖顯示該井供液不足。

4.2.3 含水上升

我廠含水上升的油井可歸結(jié)為兩類，一類是由于邊底水突進(jìn)，一類是由于裂縫或者孔隙發(fā)育，導(dǎo)致注入水沿高滲帶突進(jìn)。

吳469井開采層位延10，由于邊底水突進(jìn)，產(chǎn)量由前期的6.4噸，下降到目前的4噸。

新77-99井于2009年5月21日完井，于2009年8月27日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液9.77m3，日產(chǎn)油7.43t，含水9.4%，動(dòng)液面1128m；從2010年12月含水開始逐漸上升，至2011年1月含水上升至100%，含鹽15983mg/l。

為了驗(yàn)證來水方向，對(duì)注水井新77-100下調(diào)配注至15m3/d后，新77-99含水由80%下降至28.9%。2011年6月由于管線破裂停注，恢復(fù)正常注水后，新77-99含水上升至98%。2011年7月6日對(duì)該注水井實(shí)施臨時(shí)停注觀察新77-99含水變化，新77-99含水下降至95%，液面1661m，判斷新77-99井來水方向?yàn)樾?7-100井，為大孔隙見水。

4.2.4 氣油比高，氣體影響大

我廠各區(qū)塊油藏平均氣油比為67m3/t，在油田開發(fā)過程中，如果流壓低于飽和壓力，原油就會(huì)在井底近井地帶脫氣，如果脫氣嚴(yán)重，氣體的存在會(huì)影響到深井泵的充滿系數(shù)，極大地降低泵效。我廠部分高產(chǎn)井隨著原油的開采，氣油比升高，產(chǎn)量下降。如學(xué)34-8井由初期的4.24噸，下降到目前的2.63噸，下降了1.61噸。

5 取得認(rèn)識(shí)

對(duì)比分析我廠高產(chǎn)井的開發(fā)歷程以及產(chǎn)量變化情況，為了更好地保持油井產(chǎn)量，降低油井遞減，我們需要做好以下幾方面工作：

5.1 優(yōu)化井網(wǎng)部署

對(duì)于我廠低滲透油藏來說，在井網(wǎng)部署期間，既要考慮單井控制儲(chǔ)量及整個(gè)油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)合理性，井網(wǎng)不能太密；又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，注采井距不能太大；另外還要最大限度地延緩方向性的水竄以及水淹時(shí)間。

5.2 精細(xì)油田注水，提高地層壓力保持水平

通過采用超前注水的開發(fā)方式，可以合理地補(bǔ)充地層能量，提高地層壓力，使油井能夠長期保持較高的地層能量和旺盛的生產(chǎn)能力，使產(chǎn)量遞減明顯減小。同時(shí)，通過實(shí)施超前注水能防止原油物性變差，有效地保證原油滲流通道的暢通，提高注入水波及體積，最終能夠使油田開發(fā)實(shí)現(xiàn)效益最大化。

表1 第八采油廠井筒基本現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)表

表2 第八采油廠油井日產(chǎn)油量分階統(tǒng)計(jì)表

表3 分油藏高產(chǎn)井統(tǒng)計(jì)

表4 第八采油廠高產(chǎn)井分油藏統(tǒng)計(jì)

表5 高產(chǎn)井產(chǎn)量變化統(tǒng)計(jì)對(duì)比（2011.11vs2010.01）

表6 分油藏高產(chǎn)井產(chǎn)量變化統(tǒng)計(jì)

5.3 保持合理生產(chǎn)壓差，減少氣體影響

在油井生產(chǎn)過程中，要保持合理的生產(chǎn)壓差，生產(chǎn)壓差過大，造成流壓太低，如果流壓低于地層飽和壓力時(shí)，原油會(huì)在近井地帶脫氣，造成原油粘度上升，既容易堵塞地層，同時(shí)井底脫出的大量伴生氣還容易造成泵工作不正常。我廠一些脫氣非常嚴(yán)重的油井，雖然采用了防氣工具但氣體對(duì)泵的影響仍然十分嚴(yán)重，下步將嘗試適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，減小井底脫氣的方法來減少氣體對(duì)泵的影響。

5.4 強(qiáng)化生產(chǎn)管理制度，加大動(dòng)態(tài)監(jiān)測分析

堅(jiān)持開展作業(yè)區(qū)旬度井筒分析、廠部月度井筒分析制度，注重基礎(chǔ)資料的錄取，完善井筒管理，加大動(dòng)態(tài)監(jiān)測分析，持續(xù)優(yōu)化油井生產(chǎn)管理制度。

表7 2010年新投高產(chǎn)井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表

[1] 周進(jìn)，陳邦國；井9井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)科學(xué)管理措施；四川石油管理局川南礦區(qū)

[2] 許秋石；低滲透油藏優(yōu)化開采理論研究；東北石油大學(xué)；2011年

[3] 王仁梅；低滲儲(chǔ)層油水分布規(guī)律及產(chǎn)量遞減模型研究；西安石油大學(xué)；2011年

[4] 石玉江，孫小平；長慶致密碎屑巖儲(chǔ)集層壓力敏感性分析；石油勘探與開發(fā)，2001,24（6）；93-94

[5] 黃延章；低滲透油層滲流機(jī)理，北京；石油工業(yè)出版社，1999

[6] 蔣遠(yuǎn)征，王莉，張寶娟，方軍偉；低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究及應(yīng)用；西部大開發(fā)-中旬刊；2012年第9期