下载文档原格式
南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析【摘要】南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚，经历了含水下降期、低含水稳定期，现在处于含水回升阶段，针对聚驱井的变化形势，本文重点分析，水驱井网开采萨ⅱ组二类油层的采出井，即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势，希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。
【关键词】二类油层水聚同驱最终采收率1 问题的提出大庆萨尔图油田南二区东部二类地区萨ⅱ组二类油层聚合物驱区块，共有采出井171口，注入井165口。
该井区块于2009年5月27日开始正式注聚，采出井的聚合物浓度在2010年9月份即注聚16个月后，突破200mg/l，而日产油大幅度增加，含水明显下降发生在2009年9月份，见聚时间比见效时间晚了12个月。
根据南二东二类聚驱开发形势，将射开萨ⅱ组的水驱井按照封堵和未封堵、主流线和非主流线等分类了解其生产情况、含聚浓度变化情况。
2 南二东二类油层注聚后两驱变化形势对比2.1 聚驱井的开发效果2.1.1 注入压力上升，注入量下降随着注入时间的增加，注入能力下降，允注压差逐步缩小。
聚驱注入井目前与注聚前对比油压上升3.54mpa，日注入量下降2527m3。
2.1.2 呈现四降两升的趋势，但是含水要高出预计水平日产液、含水、注采比、沉没度等四项指标呈现下降趋势，日产油、含聚浓度呈现上升趋势，在特征曲线上表现出，采出程度达到了标定水平，含水值要高于预测值。
在经历低含水稳定期后，含水值开始呈现平稳回升趋势，产油量下降。
2.2 水聚同驱区域水驱采出井的开发效果2.2.1 产量变化的趋势统计无措施的59口水驱井的生产数据绘制生产曲线得出：水聚驱接触区域日产液量曲线总体呈先上升后下降的趋势，开始时日产油量随注入量的增加呈上升趋势，一段时间后日产油量的值随着注聚强度和注水强度的增加，变化不大基本相同，总体上日产油量变化规律出现上升下降再上升再下降的趋势。
含水规律曲线总体变化趋势是先上升再下降再上升，分析原因是由于水溶液和聚合物溶液流动性强弱不同所造成的，初期注入的聚合物溶液还没有影响到水聚驱接触区域，导致水聚驱接触区域的含水上升，但随着注入孔隙体积倍数的增加聚合物溶液也推进到了水聚驱接触区域，由于聚合物溶液的驱油效率较高，因而又使水聚驱接触区域的含水下降。
改善杏南开发区二类油层聚合物驱效果的几点认识摘要：通过对杏南开发已开展的二类油层注聚试验区和工业化区块的动态反映特征分析，指出二类油层在聚驱开发过程中存在着注入能力差、产液能力低、见效含水低值期短、聚驱平面矛盾突出等问题。
从实践的角度总结了改善二类油层聚合物驱开发效果的主要途径。
二类油层聚合物驱通过严格控制注聚对象，可以减少层间差异；通过采取细分层系、缩小井距、完善注采系统以及优化注聚方案等技术措施，可以取得较好的开发效果。
关键词：二类油层聚合物驱技术开发效果1、杏南开发区二类油层聚合物驱存在的问题按照研究院的油层分类标准对杏南开发区的储层进行了初步分类，根据萨葡油层各单元有效厚度及钻遇率等数据，杏南开发区只有葡12-3层属于二类油层。
葡12-3层以三角洲分流平原沉积和三角洲内前缘沉积为主。
不论在纵向上还是在平面上，二类油层的沉积环境变化都较大，与油田北部地区以泛滥平原河流相沉积为主的主力油层相比，二类油层总体上呈现河道砂发育规模小，小层数多，单层厚度薄、渗透率变低、平面及纵向非均质严重的特点。
通过对杏南开发区已开展的注聚试验区的开发状况分析，得出二类油层在聚驱开发过程中存在问题有以下几点。
1.1二类油层聚驱注入压力高，吸水能力差由于二类油层连通性及油层物性较差，聚合物溶液流动阻力增加，油层吸液能力受到限制。
注聚后压力上升快，单位厚度视吸水指数下降较大，由于受破裂压力限制，不断下调各项注入参数，区块整体注入压力更接近破裂压力。
1.2二类油层含水下降幅度小，且含水低值期相对较短对比杏南开发区开展的两个二类油层聚合物驱含水变化规律，二类油层聚驱含水下降幅度比一类油层小，含水下降及回升速度均较快，与主力油层比较，含水低值期较短。
分析主要原因有：一是二类油层聚驱控制程度低，导致区块整体动用状况变差。
聚驱控制程度的高低对提高采收率有着直接的影响，研究结果表明聚驱控制程度大于80％时，聚驱效果对聚驱控制程度的敏感性降低。
喇嘛甸油田目前注聚已全面转向二类油层，由于二类油层平面、纵向渗透率差异大，油层动用不均衡。
1 河道砂体未动用油层状况分析通过对二类油层不同相别砂体动用状况分析可知，不同类型砂体都存在部分未动用层段，统计不同类型砂体未动用层段，搞清未动用层数及厚度比例。
1.1 河道砂体未动用状况分析从河道砂体未动用层统计结果看，河道砂体全层未动用的层数有8个，占河道砂体总层数的1.2%，占未动用层总层数的2.8%，占统计总层数的0.6%；未动用有效厚度25.4m，占河道砂体总有效厚度的1.2%，占未动用层总有效厚度的5.9%，占统计总有效厚度的0.9%。
河道砂顶部未动用的层数有47个，占河道砂体总层数的6.9%，占未动用层总层数的16.5%，占统计总层数的3.8%；未动用有效厚度147.6m，占河道砂体总有效厚度的7.0%，占未动用层总有效厚度的34.4%，占统计总有效厚度的5.4%。
河道砂底部未动用的层数有11个，占河道砂体总层数的1.6%，占未动用层总层数的3.9%，占统计总层数的0.9%；未动用有效厚度36.3m，占河道砂体总有效厚度的1.7%，占未动用层总有效厚度的8.5%，占统计总有效厚度的1.3%。
2 油层未动用原因分析一是渗透率越低，油层未动用比例越高。
从未动油层渗透率分级统计结果看，渗透率越低，油层未动用比例越高。
未动用油层渗透率小于0.1μm2的层数有95个，占未动用层总数的33.3%；而未动用层渗透率大于0.8μm2的层数仅有2个，占未动用层总数的0.7%。
二是有效厚度越小，油层未动用比例越高。
从未动油层有效厚度分级统计结果看，有效厚度越小，油层未动用比例越高。
未动用油层有效厚度小于0.5m的层数有135个，占未动用层总数的47.4%；而未动用层有效厚度大于4m的层数仅有3个，占未动用层总数的1.1%。
三是渗透率级差越大，未动用厚度比例越高。
从未动用油层渗透率级差统计结果看，渗透率级差对油层动用状况影响较大。
渗透率级差大于2的河道砂体未动用层数比例达到69.7%，有效厚度比例达到77.2%；渗透率级差大于2的有效厚度大于1m的非河道砂体未动用层数比例66.1%，有效厚度比例达到69.5%；因此可以看出，渗透率级差是影响油层动用程度的重要因素。
四是连通状况对油层动用影响较大。
从全层未动用河道砂体连通状况统计结果看，河道对3～4个方向表外的未动用层数有6个，层数比例为75.0%；河道对3～4个方向非河道砂体的未动用层数有1个，层数比例为12.5%；河道对1～2个方向河道的仅有1个层，层数比例为12.5%。
五是注入浓度与油层匹配关系对油层动用状况影响较大。
从河道砂顶部未动层与注入浓度对应关系看，注入浓度为2500mg/L的层有15个，层数比例为31.8%，有效厚度43.0m，厚度比例29.1%；注入浓度为1800mg/L的层仅有4个，层数比例为9.1%，有效厚度11.7m，厚度比例7.9%；注入浓度为800mg/L的层有12个，层数比例为25.0%，有效厚度41.4m，厚度比例28.0%。
注入浓度与油层合理匹配是提高油层动用状况的主要因素。
3 提高二类油层动用状况的方法根据油层发育状况，结合砂体未动用的主要原因，采取个性化调整措施，提高油层动用状况。
3.1 优化注聚体系参数，提高井组注聚体系匹配性为了实现注聚体系参数与油层的最佳匹配，在综合考虑井组内油水井渗透率分布、连通状况及连通层厚度等因素基础上。
应用能够代表井组渗流能力的井组综合渗流能力计算公式，进行注聚体系参数匹配设计。
⍱㜭࣋ⲴӅ㓴㔬ਸ⑇⍱㜭࣋䇑㇇ޜᔿˈ䘋㹼⌘㚊փ㌫৲ᮠ३䝽䇮䇑DŽ11111111313jn n n noij oij wij oij oij oij oij oij wij oiji i i inoij wij jimjmjfk h n h k h h k h k h n Kh n h f§·¨¸¨¸¨¸ªº§·§·¨¸«»¨¸¨¸¨¸©¹©¹¬¼©¹ªº§·«»¨¸©¹¬¼¦¦¦¦¦¦¦ᔿѝ˖.˖Ӆ㓴㔬ਸ⑇⍱㜭࣋ˈP ˗N˖Ӆ㓴⌘ޕӅㅜMቲо式中：K：井组综合渗流能力，μm2；k wij：井组内注入井第j层与第i口连通井连通层渗透率，μm2；h wij：井组内注入井第j层与第i口井连通厚度，m；k oij：井组内第i口油井第j 层渗透率，μm2；h oij：井组内第i口油井第j层与注入井连通厚度，m；f j：第j层连通方向数比例，%；n：注入井第i层连通方向数；m：注入井不同渗透率层段层数。
要实现注聚体系与油层的最佳匹配，首先保证注聚体系能够顺利注入。
为此，在井组综合渗流能力大于注入井渗透率时，井组注聚体系根据注入井渗透率匹配，在注入能力允许的条件下适当上调浓度；在井组综合渗流能力小于或等于注入井的渗透率时，井组注聚体系根据井组综合渗流能力计二类油层聚驱油层动用状况分析柴宏业大庆油田采油六厂第四油矿404队 黑龙江 大庆 163000摘要：通过本文，明确了不同相别砂体动用差异的影响因素，采取优化注聚体系参数等措施，使油层动用程度保持较高水平。
关键词：二类油层；聚驱；动用状况；调整措施Analysis on situation of the polymer flooding oil in second oil layerChai HongyeThe 404 Team of 4th Oilfield of No.6 Oil Production Plant of Daqing Oil Field Co. LTD, Heilongjiang Daqing 163000, China Abstract：The influencing factors on application of different phases of sand bodies and the optimization on injection polymer parameters are analyzed and discussed in this article, which helped the utilization degree of oil layer to keep in a high level.Keywords：second oil layer；polymer flooding；utilization degree；adjusting measure（下转第106页）串，使泵只有部分叶轮工作或全部口卜轮不工作。
这种情况需要起泵检查并更换机组。
（2）如果电机运行电流比额定电流稍低，蹩压时，油压上升为正常蹩压值的60%～80％，并且蹩压到最高点时，立即停泵，这时油压有明显下降趋势。
则这种情况是管柱有漏失现象，测压阀(或泄油阀)或油管有漏失。
需要处理测压阀或起出油管更换测压阀(或泄油阀) [3]。
（3）如果运行电流较低，为额定电流的70%～80％(有意调低欠载电流)，并且蹩压时，油压上升缓慢，最后基本接近正常蹩压值，同时调查周围注水井在电泵转抽以后，注水量有所下降或基本保持原注水量，并且动液面很低，则这种情况属于供液不足。
需要提高周围注水井注水量或起井更换小排量机组。
（4）如果运行电流较低，并且波动比较大，电流卡片呈锯齿状，机组欠载频繁，计算泵吸入口气液比较大，则这种情况属于气体影响严重。
对于这种情况，第一需要起泵更换高效分离器，井口安装套管放气阀；第二加深泵挂深度，提高泵吸入压力，减少原油脱气量；第三使用计算机重新进行选泵，应用组合泵进行抽油。
（5）对于叶导轮流道出现堵塞的现象，往往表现为：机组蹩压、电流过载，油压难以上升。
这种情况下应对电潜泵进行清洗。
（6）对于因含砂量过高而导致泵叶导轮磨损，使得产油量下降的情况，应起出机组，改变其生产方式。
此外，对于短周期内由于钻井等原因控制注水，而使电泵井供液不足排量下降。
对于这种情况，可选用变频控制屏，降低频率至合适的值进行生产，使泵在最佳排量范围内工作，这样可使泵减少磨损，提高运转寿命。
注水恢复正常后，可更换普遍控制。
3 潜油电泵系统优化设计设计的潜油电泵系统应满足：第一，设计要保证电潜泵的工作范围维持在最佳排量，最好是在最高效率点工作；第二，电潜泵的工作特性必须要与油井相适应，其额定排量、额定压头需与油井产能、油井总动压头相协调，并且在设计之前应收集和分析有关油井、生产、流体和电源数据。
当井液的气液比较高时，选泵较复杂，应采用计算机完成。
对于不含气油井或气液比较小的油井，可以按如下步骤选泵：（1）确定井的产量：在给定的泵挂深度下确定井的产量，同时计算泵吸入压力、进泵含气率和总流体体积。
（2）确定总动压头：总动压头是泵在设计排量下工作时所需产生的总压头，它等于泵排出口压头与泵吸入口压头之差。
泵排出口压头等于井口剩余压头、油管摩阻、井口到泵挂深度处的液柱高度产生的压头之和，泵以上油管压力分布根据进泵气液比和油管尺寸按单相或多相管流方法计算，其中，分别为排除和吸入的压力。
（3）选泵：根据总流体体积、套管内径和各种泵的标准特性曲线，选择排量接近最高效率点的最高泵效的泵。
4 结语总的来说，利用电潜泵优化油田产能主要包括以下方法：一是为了使水淹气井能够迅速恢复生产能力，可运用潜油电泵进行大排量排水，从而使井中积液更快的进行卸载。
二是变速潜油电泵能够在长期连续运作下而不停机，并且能够增加单井的油气产量，对于延长气藏的稳产期、提高气藏的采收率具有重要作用，因此可以推广使用，来提高气藏排水采气的经济效益。
三是由于潜油电泵机组的投资成本较高，因此应在选择正确的油井基础上，尽可能地选择储量较多的水淹井。
四是为实现油田产量的稳定增长，需保证电潜泵的长期稳定运行。
因此，一方面应依据油井特性对电潜泵机组进行科学优化，另一方面应尽量延长电潜泵的检修周期。
参考文献[1]管虹翔,李成见,李萍,等.变频条件下电潜泵井的产量调节能力研究[J].石油机械,2013, 36( 2):59-62.[2]戴焕栋、周守为.海上采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2012: 694-703.[3]姚亦华.海上油田潜油电泵生产系统优化设计与工况诊断[D].成都:西南石油大学,2013.算结果匹配，下调注入浓度。
