石油工程系论文东辛复杂断块油田现状及稳产措施.docx
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石油工程系论文东辛复杂断块油田现状及稳产措施
东辛复杂断块油田现状及稳产措施
摘要
通过对东辛采油厂生产现状和产量构成及相互关系的分析，明确了必须对老井产量、措施井产量和新井产量进行合理分配和优化，并提出了相应的优化措施，指出控制自然递减应从增加开井数和控制含水上升这两方面做工作，保持地层能量是实现产量稳定的前提和基础。
电泵井在油田产量构成中占重要地位，但电泵井的强采加剧了油田平面非均质性，应合理控制油田电泵井数，尤其对高含水电泵井可采用关井等方式以改变注入水流动方向，有效利用注入水。
补孔、优化工艺等综合治理措施，能有效地启动剩余油，改善油田的整体开发效果。
水平井、侧钻井可大幅增加渗流面积，提高单井产量，在老油田调整和提高采收率方面起重要作用。
关键词：
产量构成；增产措施；封堵改层；水平井
目录
第一章前言………………………………………………………1
第二章东辛采油厂生产现状……………………………………2
2.1产量结构及措施结构不合理………………………………2
2.2停产井数据居高不下且呈上升势头………………………3
2.3注水中存在的问题日益严重………………………………3
第三章东辛采油厂产量构成分析………………………………4
3.1产量构成……………………………………………………4
3.2产量构成分析………………………………………………4
3.2.1老井自然产量分析……………………………………4
3.2.2措施产量分析…………………………………………5
3.2.3新井产量分析…………………………………………7
第四章东辛采油厂稳产措施试验研究…………………………8
4.1老井自然递减的产量控制措施……………………………8
4.1.1地层能量状况………………………………………8
4.1.2老井自然产量调整的作法…………………………8
4.2新的增产措施增加油井产量……………………………9
4.2.1下电泵措施的优化…………………………………9
4.2.2补孔措施的优化……………………………………10
4.2.3工艺措施的优化……………………………………11
4.3投产新井增加油田产量…………………………………24
4.3.1新井运行关键环节的优化…………………………12
4.3.2水平井、侧钻井的应用……………………………12
第五章结论………………………………………………………14
致谢…………………………………………………………………15
参考文献……………………………………………………………16
第一章前言
东辛采油厂所辖的油田具有综合含水高、地层水矿化度较高平均（2-7）×104mg/1、地层温度高的特点；油藏为断块油藏，地质条件复杂。
经过多年的开发，油田已进入高含水开发期，开发难度越来越大，开发中存在的矛盾也越来越突出，为了更好地减缓东辛采油厂的自然递减，进一步改善高含水期老油田的稳产基础，有必要对生产现状及稳产措施进行研究。
由于目前的压降大和压力系统的不均衡性已成为制约油田稳产和开发水平提高的重要因素，因此，优化泵径结构，措施产量结构调整，夯实稳产基础应是工作目标，其目的一是在目前压力状况下，合理利用地层能量，优化泵径结构，措施产量结构调整，以达到最佳开发效果；二是以调整“高含水、高液量”井和“低含水、低液量”井转注、改层、转抽为手段，缓解层间和平面矛盾，改善油藏的地层能量，改善油藏开发效果。
第二章东辛采油厂生产现状
东辛采油厂已进入高含水开发期，开发难度越来越大，开发中存在的矛盾也越来越突出，归纳起来主要有以下几方面：
2.1产量结构及措施结构不合理：
2007年12月电泵井开井数仍达482口，占开井总数的45%，产油量占总产量72.8%，产液量占总产液量的81.6%。
多年来东辛采油厂的措施构成一直以下电泵、补孔为主，电泵补孔措施占总增油量的80-85%[1]，这种高电泵比例、高强度采液以及补孔井次的居高不下，必然导致总产量和措施产量递减大，稳产难度大。
因此必须加大注采调整的力度，在增加稳产基础的前提下，逐步调整产量结构及泵径结构，加大卡封、堵炮眼等常规措施的力度。
表2-12004-2008年措施构成表
年度
下电泵
补孔改层
卡堵水
其它
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
2004
70
14
46.8
138
10.3
34.5
36
1.64
5.5
49
3.95
14.2
2005
73
9.7
37.6
166
12.4
48.1
34
0.89
3.4
76
2.8
10.9
2006
113
21.2
52.6
159
14.3
34.1
49
2.86
7.1
77
2.9
7.2
2007
81
10.3
45.8
139
9.3
41.5
35
1.01
4.5
62
1.85
8.2
续表2-1
2008
59
8.3
30.6
208
14.9
55.0
58
1.6
5..9
113
2.3
8.5
2.2停产井数居高不下且呈上升势头
停产井是影响东辛采油厂自然递减长期居高不下的一个主要因素，近几年每年都抢扶停产井150口以上，另外新井投产100口以上，扣除转注井50-80口，这样每年新增的停产井应在200口左右，而开井数却一直徘徊不前，因此，加大停产井的治理力度是减缓递减，增强稳产基础的一个重要手段。
表2-2东辛采油厂04-2007年停产井数调查表
时间
投产油井数（口）
开油井数（口）
停产油井数（口）
2007.12
1791
1059
732
2006.12
1680
966
714
2005.12
1672
924
748
2004.12
1591
972
619
2.3注水中存在的问题日益严重
随着油田开发的深入，注水问题越来越为制约开发效果改善的瓶颈。
一是由于油层平面、纵向上严重的非均质性，导致水井欠注层多；二是由于断块油藏构造复杂，断块破碎，许多地区注采井网很难完善或不能完善；三是随着油田开发时间的延长，水井套损、井下事故逐年增多，导致正常注水井数越来越少，在投注的981口水井中，井况有问题的372口，占了总数的38%，在开注水井481口中，有120口井带病注水，占开水井数的25.1%。
待大修的水井30口。
四是目前分层注水工艺不配套，无法实现分层，加剧了层间矛盾，在需要分注的125口井中有77口不能分注，占了61.6%，给下一步进行注采调整、细分注水带来很大困难。
因此，必须加大水井的综合治理力度，以适合油田后期的开发。
第三章东辛采油厂产量构成分析
3.1产量构成
采油厂产量是由老井自然产量，措施产量和新井产量三部分组成，老井自然产量是整个产量的基础，它直接反映了对油田老井的管理水平和开发水平，其大小主要由老井开井数和水井工作量决定的。
老井开井数增加了，产液量才能提高，水井工作量做的好才能控制住含水上升，高产液量和低含水会使老井自然产量大幅度上升。
[2]同时，水井工作做的好，注水量增加了，地层能量会保持的较好，油井措施有效期和新井检泵周期会延长，势必会增加措施产量和新井产量，因此，自然产量、措施产量、新井产量三者在生产中各自发挥着不同的作用，既紧密联系，又相互制约，通过注水工作量将其紧密联系在一起，组成油田的产量系统。
自然递减=1-
综合递减=1-
（年产油=老井自然产量+措施产量+新井产量）
由自然递减和综合递减的计算公式中可以清楚地看到，在生产任务一定的前提下（即年产油一定），若新井产量增加，综合递减势必会增大；若措施产量再增大，自然递减便会大幅度上升。
这也很好地反映了这三大组成部分的相互联系又相互制约的关系。
3.2产量构成分析
3.2.1老井自然产量分析
东辛采油厂所辖五大油田断层发育构造复杂，断块多，断块之间的能量差异大，含油层系多，主要含油段东营组，沙一段、沙二段、沙三段、沙四段，油层物性悬殊，多年来迫于产量压力，强注强采现象比较普遍，边水指进和底水锥进比较严重，油井含水上升较快，各储层的储量动用状况差异大。
[3]注水井井况有问题的较多，注水量远远不够，地层能量下降快，单井产液量由99年12月的107.6t/d下降至95.06t/d，加上老井利用率低，开井数少，导致了多年来自然递减一直居高不下，一直在20%以上，老井自然产量下降快，开发形势十分严峻。
表3-11999-2007年老井自然递减、自然产量对比表
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
自然递减（%）
21.49
22.54
20.06
21.08
21.01
24.7
21.22
20.89
20.05
自然产量（万吨）
326.1
333.6
336.5
332.9
299.8
276.4
259.7
238.1
241.1
通过以上分析，须对老井自然产量进行优化，一是要加强地面管理力度，增加油井开井数，提高油井利用率。
二是要调整泵径结构，减小边底水油藏的采液强度，减少边水指进和底水锥井，控制含水上升。
三是增加水井工作量，通过改向注水，攻欠增注，化堵调剖等有效注水方法，增加注水量补充地层能量，保证油井的生产压差及产液量。
3.2.2措施产量分析
由于原油年配产任务高，油田的自然递减较大，要完成年配产，除每年投入部分新区和钻部分老区补充完善井来弥补递减外，还必须上大量的措施，以完成原油生产任务。
表3-2近几年措施井次及措施增油量表
年度
开油井（口）
措施井次（次）
占开井比例（%）
单井初增能力（吨）
年增油（万吨）
2004
894
293
32.8
11.9
29.9
2005
875
351
40.1
8
25.8
2006
863
400
46.4
9.5
40.29
2007
898
323
32.7
7.8
26
从上表可以看出，04-2007年，措施井次逐年增加，措施初增油呈逐年下降趋势，由单井日增油11.9t/d下降至7.8t/d，措施难度越来越大，优质措施逐年减少。
主要增油措施只有下电泵和补孔改层两项。
这四年，每年下电泵井数在70-113井次，年增油在9.7-21.2×104t，仅2006年一年就下电泵113井次，年增油达21.19×104t，下电泵这一项，年增油占总措施增油的52.6%。
[4]措施构成的单一化，给下一步措施上产带来极大困难，由于优质油层逐渐减少，补孔措施难度越来越大；由于地层能量普遍下降较大，一般为5-6Mpa，加上经济因素的限制，适合下电泵的井也在逐渐减少。
表3-32004-2007年主要措施占年增油比例表
年度
下电泵增油占
补孔增油占
两项之和占年
年增油比例（%）
年增油比例（%）
增油比例（%）
2004
46.83
34.57
81.4
2005
37.72
47.95
85.67
2006
52.61
33.09
85.7
2007
45.7
41.58
87.28
表3-42004-2008年措施构成表
年度
下电泵
补孔改层
卡堵水
其它
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
井次（次）
年增油（万吨）
比例（%）
2004
70
14
46.8
138
10.3
34.5
36
1.64
5.5
49
3.95
14.2
2005
73
9.7
37.6
166
12.4
48.1
34
0.89
3.4
76
2.8
10.9
2006
113
21.2
52.6
159
14.3
34.1
49
2.86
7.1
77
2.9
7.2
2007
81
10.3
45.8
139
9.3
41.5
35
1.01
4.5
62
1.85
8.2
2008
59
8.3
30.6
208
14.9
55.0
58
1.6
5..9
113
2.3
8.5
通过以上分析，须对措施产量进行优化，一是要调整措施结构，改善措施的单一构成，减少下电泵、补孔优质油层两项措施的比例，增大卡等常规维护性措施力度。
二是加大工艺配套力度，合理运用各项工艺技术，解决好油井的砂、蜡、稠、低渗等问题。
3.2.3新井产量分析
东辛地区勘探开发时间长，开采程度高，所有的老区块均已调整多次，要成批打井是不可能的。
因而打零散井是复杂断块油田弥补递减，实现高产稳产的一项重要手段。
随着勘探开发的不断深入以及三维地震资料等新技术的广泛应用，对油田地下构造的认识不断深化，从而可以在局部潜力区弥补充完善井位。
从近几年的补充完善井钻遇油层和投产情况看，新井产量也呈逐年下降的趋势。
表3-52004-2007年新井投产情况表
年度
钻新井数（口）
新井年产油（万吨）
平均单井日产油（吨）
2004
134
34.28
22.66
2005
128
34.28
16.5
2006
113
27.32
19.3
2007
113
25.09
15.87
因此，须对新井产量进行优化，以减少低产低效新井的出现。
第四章东辛采油厂稳产措施试验研究
4.1老井自然递减的产量控制措施
4.1.1地层能量状况：
随着油田开发的深入，能量问题越来越成为制约开发效果改善的瓶颈。
一是由于油层平面、纵向上严重的非均质性，导致水井欠注层多；二是由于断块油藏构造复杂，断块破碎，许多地区注采井网很难完善或不能完善（如营26、营1）；三是随着油田开发时间的延长，水井套损、井下事故井逐年增多，导致正常注水井数在减少，在投注的981口水井中，井况有问题的372口，占了总数的38%，在开注水井481口中，有120口带病注水，占开水井数的25.1%；四是目前分层注水工艺不配套无法实现分层，加剧了层间矛盾，在需分注的125口井中有77口不能分注，占了61.6%；五是迫于产量的压力，高电泵比例高液量强采，造成地层亏空大，压降大。
[5]
表4-12003-2008年地层压降变化表
2003
2004
2005
2006
2007
2008
压降MPa
5.95
7.96
8.37
8.8
8.6
8.71
再加上断块类型的复杂性，造成天然能量类型的多样性，导致了地层能量的不均衡。
由于目前的压降大和压力系统的不均衡性已成为制约油田稳产和开发水平提高的重要因素，因此，优化泵径结构，措施产量结构调整，夯实稳产基础应是工作目标，其目的一是在目前压力状况下，合理利用地层能量，优化泵径结构，措施产量结构调整，以达到最佳开发效果；二是以调整“高含水、高液量”井和“低含水、低液量”井转注、改层、转抽为手段，缓解层间和平面矛盾，改善油藏的地层能量，改善油藏开发效果。
4.1.2老井自然产量调整的作法
2007年12月开电泵448口，占总开井数的41.8％，大大超过了采油厂的合理电泵比例30％。
[6]这种高电泵比例有很大弊端：
一是产量递减大，波动大，使生产运行难度加大；二是电泵措施及维护成本高，给成本控制增大了难度；三是造成高能量层边水底水推进快，增大了各储层储量动用的不均衡性。
为此，应把优化泵径结构作为主要工作来抓：
第一，拔高含水电泵，降低区块综合含水，减少地层能耗。
同时，改变了平面上液流方向，改善了水线推进速度，对缓解平面矛盾也有相当明显的作用。
第二，两年来共实施水井措施工作量485井次，增加日注水量49504m3/d，有效地保持了地层能量，控制了含水的上升，减缓了自然递减。
4.2新的增产措施增加油井产量
近几年的老井增油措施一直是以下电泵、补孔改层为主，造成了产液、产油结构不合理。
电泵井产量占的比例大，加之有些电泵井检泵周期短，导致了倒井频繁，造成产量波动大，稳产基础差。
2006-2007这两年适当地调整了措施结构，加大了常规维护性措施力度，减少了电泵措施的比例。
上措施不单要考虑单井增油能力，还着重考虑其在增加整个区块可采储量方面的作用，考虑其对周围油水井的影响，以及其对整个区块井网结构的影响，真正实现了措施运行与整个油田的开发调整紧密结合。
4.2.1下电泵措施的优化
两年来，对全厂油井的泵径结构进行了大幅度调整，严格控制了电泵比例。
一方面将高含水或检泵周期频繁的电泵井采取拔电泵转抽、转注或封井措施；另一方面严格下电泵的条件，将下电泵的技术条件细化、量化，把通过理论分析计算后确实符合下电泵的区块、单井挑选出来，选择适当的时机，下电泵开采。
第一，油田开发后期，提高采液速度，保持断块产量的必要性论证。
在注水开发条件下，对一套固定的层系和固定的井网来说，采油速度完全依赖于采液速度。
在油田投入全面开发且见水之后，采油速度随采液速度变化。
这是注水开发油田的重要特点和敏感性反应。
当油田的综合含水率达到50%-60%之后，油田的稳产条件开始变差。
由于油田含水率的不断上升，要想保持油田稳产就必须极大地提高油田的采液速度。
否则，难以保持油田稳产。
即使油田进入递减阶段，如能设法提高采液速度，同样能够减小油田产能的递减率。
[7]因此，在油田井网已固定的条件下，在地层能量允许的情况下，在个别区块我们不得不依靠改变泵径结构（也就是下电泵）来提高油田的产液量，以减缓油田的产量递减。
第二，细化下电泵的地层条件和单井条件
在以上理论指导下，对全厂区块摸底排查，挑选出地层压降不大于3Mpa，同层位有对应水井注水，综合含水必须在80-90%的区块中单井进行优化，认为符合以下单井条件的可考虑下电泵提液：
①套管直径要大于电泵机组外径6mm以止
②井的出砂量不大于0.5%
③油井的原油粘度不大于400mpa.s
④泵口气液比不大于25%
⑤含蜡量不大于25%
⑥总矿化度不大于80000mg/l
⑦井下温度不大于120℃
⑧有足够产能（有对应注水井）
⑨井的斜度不大于10℃，特别是泵所下深度的斜度不能超过10℃。
第三，下电泵的实施情况
由于对电泵优化实施进行了量化研究，使2006-2007两年间下电泵的成功率大大地提高了，共实施下电泵措施98井次，成功95口，成功率94.7%，初增日油能力1273t，平均单井初增日油能力13.4t，为全厂的措施上产做出了巨大贡献。
4.2.2补孔措施的优化
由于东辛厂以往的配产一直较高，整个油区一直保持着较高的采油速度，补孔措施也往往是以补优质主力油层为主，一般是哪个油层好先射哪个层，由于这种粗广型措施的实施给油田的后期开发造成了极大的不利，先射开的优质主力油层已高含水，现在再补开相对较差的次主力层，若合采则新射开的次主力层则不出力；若卡封单采，以目前的工艺水平，封下抽上容易实现，而封上抽下或封中间采两头则成功率极低，若每口井都实施全井堵炮眼，然后重射孔的方法，则工序复杂，工期长成本高，也不太现实。
因此，在总结以往经验教训的基础上，制定了优化补孔措施方案。
总原则：
逐层上返，分层系开采。
即由下向上逐层上返，物性相近，能量状况相当的采取合采方式，物性、能量状况差异大的则采取单采，这样有效地避免了由于以往粗广型射孔所造成的储量动用不均衡的弊端的出现。
减少了可采储量的损失。
具体操作：
①进行未补孔潜力层调查，分区块进行。
②对未补孔层分类，A：
优质、主力油层；B：
非主力油层
③落实构造，与地质室结合
④分析沉积相带和沉积环境
⑤分析邻井同层位的生产情况
⑥分析邻井同层位的压力，液面变化规律
⑦根据本井目前的生产状况定补孔方案：
<1>若本井含水>96%，则新层补孔单采
<2>若本井含水在90-98%之间，且能量较好，则补孔下大泵放大生产压差生产。
<3>若本井含水在90-98%之间，且能量较差，则补孔下小泵生产[8]
<4>2006-2007两年来共实施补孔措施504井次，其中补孔优质、主力油层的275井次，初增日油能力2063t，平均单井增加日油能力7.5t；补孔非主力油层229井次，初增日油能力865t，平均单井增加日油能力3.8t。
如Y19-X7这口井因高含水长期停产，2007年4月补孔一油水同层，初增日油能力4.8t，含水74.8%，到目前已累积增油890t。
4.2.3工艺措施的优化
油井出砂危害性论证
油井出砂的危害主要有以下三个方面
第一，减产或停产作业：
油井出砂，最容易造成油层砂埋、油管砂堵、地面管汇和贮油罐积砂。
因此，常被迫起油管清除砂堵、冲洗砂埋油层、清理地面管线和贮油藏。
其工作量大，既耗时又耗资。
问题还没有最终解决，恢复生产不久，又须重新作业，周而复始，生产周期越来越短，使油井产量大减。
第二，地面和井下设备磨蚀
由于油井生产流体中含有地层砂，而地层砂的主要成份是二氧化硅（即石英），硬度很高，是一种破坏性很强的磨蚀剂，能使抽油泵阀座磨损而不密封，柱塞和泵缸拉伤，地面闸门失灵，输油泵叶轮严重冲蚀。
使得油井不得不停产进行设备维修或更换，造成产量下降，成本上升。
第三，套管损坏，油井报废
随着出砂量的不断增加，套管外的地层空穴越来越大，到一定程度，往往会导致突发性的地层滩塌，套管受滩塌地层砂岩团块的撞击和地层应力变化的作用，受力失去平衡而产生变形或损坏。
这情况严重时会导致油井报废。
油井出砂问题必须立足于早期防治，不能任其发展酿成后患。
（2）防砂措施的实施情况
选择防砂措施应符合三条基本原则：
一是注重防砂效果，正确选用防砂方法，合理设计工艺参数和工艺步骤，以达到阻止油层出砂的目的；二是采用先进的工艺技术，最大限度地减少其对油井产能的影响；三是注重综合经济效益，提高设计质量和施工成功率，降低成本。
在具体选择防砂方法和确定防砂工艺措施时，通常综合考虑下述因素：
（1）完井类型
（2）完井井段长度，机械防砂不受井段长度限制，化学防砂只能在薄层段进行。
（3）井筒和井场条件（4）地层砂物性（5）产能（6）费用
综合考虑这6大因素后，在下列防砂方式中选择适合该井的防砂方式进行防砂施工：
第一，机械防砂：
砾石充填、衬管防砂、筛管防砂、滤砂管防砂
第二，化学防砂；人工胶结砂层，它化学方法
由于对各断块井油出砂机理与各种防砂工艺的优缺点进行细致的研究对比，对不同区块的不同单井运用不同的防砂工艺分类治理，做到具体问题具体分析，做到有的放矢，2006-2007年共防砂31口，初增日油能力102t，平均单井增加日油能力4.3t，累积增油8491t。
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4.3投产新井增加油田产量
4.3.1新井运行关键环节的优化
2006-2007年这两年间，为了完成新井配产，使新井运行更具科学性和先进性，经过对新井运行的四大关键环节基础地质、动态分析、井位设计、投产方案进行优化，使新井成功率有所提高。
由04年的70%提
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