论文部分内容阅读
摘要：目前埕岛油田面临采油速度低、产液量低和采出程度地的“三低”问题，而采油平台和海底输油管线的寿命有限，需要进行大泵提液。本文主要对埕北东区大泵提液实例进行了分析，并指出了制约大泵提液的因素和总结成功提液的经验，以对今后大泵提液有一定的借鉴意义。
关键词：埕岛油田 大泵提液 采油速度
0 前言
胜利海上埕岛油田位于渤海湾南部极浅海水域，馆上段为主要含油层段，属河流相疏松砂岩油藏。管上段油藏1995年开展先岛实验，1996年之后作为主体油藏大规模开发，目前大部分生产馆上段的采油平台、海底管线已使用10年以上，采油平台、海管设计寿命15年，按照目前的采油速度，许多平台、海底管线到了使用寿命，地下还存在大量的剩余油未采出，造成油气资源的浪费，而且埕岛老区调整效果不理想，递减速度加快。为了稳定老区产量，在注好水的基础上，针对老区油层发育好、地层能量高的油井开展提液，弥补老区递减。
1 近年埕北东区提液井效果分析
2010年-2013年期间通过选择埕北东区主力油层区块采出程度低，剩余油储量大，生产层地质条件良好，孔隙度渗透率高；注水强度大，地层压力恢复好，地层压降小，注采井网比较完善，注采对应率较好的油井实施下大泵提液9口，累计增油11.47×104t。合理提液为埕北东区控制递减，实现稳产的重要方式。
2 埕岛油田馆陶主体东区提液效果分析
2.1油藏地质特征
埕岛东区构造简单，地层平缓，倾角1-2。之间；由Ng42顶面构造图分析，构造高点在埕北20B-2井附近，整体由西南向东北倾斜。区内发育2条近北东走向的三级断层，对油气水的分布有一定的控制作用。
埕岛东区属典型的河流相沉积的正韵律砂岩层状油藏，储层较为发育，但横向变化大，平面、层间非均质突出。馆上段4砂组2+3小层在该井区为近南北走向的条带状砂体（长宽比4.2Km：1.2Km），沿主河道展布方向砂体连通性好，主要是河道充填亚相和边滩亚相沉积，渗透率高。
馆上段油藏是在构造背景上发育的受岩性控制的油藏，油藏类型为高孔高渗常规稠油岩性构造层状油藏。
2.2地层能量
埕岛东区1997年投产，共有29口油井，10口水井。选择该区块油井地层压力恢复好，注采相对完善的油井9口具备提液条件的井提液（表1）。
2.3提液情况
埕北东区9口油井（电泵井）提液前后生产情况对比（表2）。
实施后9口井日增液725.4t/d，日增油215.3t/d，平均电泵排量增加38m3/d，平均单井日增液80.6t/d，平均单井日增油23.9t/d。提液的9口井，除251E-2井短路停机，其他8口井目前仍有效，目前实现累计增油11.47×104t。
2.4效果分析
（1）该区域位于主河道，地层发育好，地层压力恢复较好，注采相对完善。
（2）油井提液后，周围对应注水井及时上调注水量，提高注采比，补充地层能量，实现了油井的稳产。
（3）地层压力恢复好，注采完善的油井，增产较高。
3 结论与认识
（1）地层压力水平是提液成功的关键因素，只要保证足够的地层压力水平，只要保证充足的供液能力，提液是可以实现的。必须强化注水补充地层能量，并且该转注的水井一定要转注，保证地层能量尽快恢复。
（2）是压力及注采关系决定产能。选择东区的9口提液井预测地层压力比较高，地层压力在饱和压力附近。馆陶组主体高孔高渗油藏，对于地层压力较高的地层，即使漏失严重，但入井液返排动力强，也能获得较好产能。注采相对完善的油井，地层压力恢复的较好，产量较高。CB251B-1井周围对应CB251A-1、CB251A-6、CB251单3口注水井，为三向受效。
（3）是增产措施是提液的保障，并可进一步优化。提液井均采用了拔滤、酸洗炮眼、酸化解堵、压裂改造和下大泵等工艺措施，这些进攻性措施用于解除老井长期生产过程中近井地带形成的有机垢及无机垢堵塞和污染，提高近井地带渗透率。
（4）在大泵提液过程中做好油井防砂工作，针对不同的井选择合适的防砂工艺，减少出砂对潜油电泵的影响。
参考文献
[1] 聂飞朋等.埕岛油田馆陶组单井提液潜力分析[J].西部探矿工程，2012年第1期：61-63.
[2] 沈盛.埕岛油田老区提液矿场试验研究 西部探矿工程.2013年第3期：57-62
作者简介：王亚梅（1986.11-），女，助理工程师，长期从事油藏工程工作。
关键词：埕岛油田 大泵提液 采油速度
0 前言
胜利海上埕岛油田位于渤海湾南部极浅海水域，馆上段为主要含油层段，属河流相疏松砂岩油藏。管上段油藏1995年开展先岛实验，1996年之后作为主体油藏大规模开发，目前大部分生产馆上段的采油平台、海底管线已使用10年以上，采油平台、海管设计寿命15年，按照目前的采油速度，许多平台、海底管线到了使用寿命，地下还存在大量的剩余油未采出，造成油气资源的浪费，而且埕岛老区调整效果不理想，递减速度加快。为了稳定老区产量，在注好水的基础上，针对老区油层发育好、地层能量高的油井开展提液，弥补老区递减。
1 近年埕北东区提液井效果分析
2010年-2013年期间通过选择埕北东区主力油层区块采出程度低，剩余油储量大，生产层地质条件良好，孔隙度渗透率高；注水强度大，地层压力恢复好，地层压降小，注采井网比较完善，注采对应率较好的油井实施下大泵提液9口，累计增油11.47×104t。合理提液为埕北东区控制递减，实现稳产的重要方式。
2 埕岛油田馆陶主体东区提液效果分析
2.1油藏地质特征
埕岛东区构造简单，地层平缓，倾角1-2。之间；由Ng42顶面构造图分析，构造高点在埕北20B-2井附近，整体由西南向东北倾斜。区内发育2条近北东走向的三级断层，对油气水的分布有一定的控制作用。
埕岛东区属典型的河流相沉积的正韵律砂岩层状油藏，储层较为发育，但横向变化大，平面、层间非均质突出。馆上段4砂组2+3小层在该井区为近南北走向的条带状砂体（长宽比4.2Km：1.2Km），沿主河道展布方向砂体连通性好，主要是河道充填亚相和边滩亚相沉积，渗透率高。
馆上段油藏是在构造背景上发育的受岩性控制的油藏，油藏类型为高孔高渗常规稠油岩性构造层状油藏。
2.2地层能量
埕岛东区1997年投产，共有29口油井，10口水井。选择该区块油井地层压力恢复好，注采相对完善的油井9口具备提液条件的井提液（表1）。
2.3提液情况
埕北东区9口油井（电泵井）提液前后生产情况对比（表2）。
实施后9口井日增液725.4t/d，日增油215.3t/d，平均电泵排量增加38m3/d，平均单井日增液80.6t/d，平均单井日增油23.9t/d。提液的9口井，除251E-2井短路停机，其他8口井目前仍有效，目前实现累计增油11.47×104t。
2.4效果分析
（1）该区域位于主河道，地层发育好，地层压力恢复较好，注采相对完善。
（2）油井提液后，周围对应注水井及时上调注水量，提高注采比，补充地层能量，实现了油井的稳产。
（3）地层压力恢复好，注采完善的油井，增产较高。
3 结论与认识
（1）地层压力水平是提液成功的关键因素，只要保证足够的地层压力水平，只要保证充足的供液能力，提液是可以实现的。必须强化注水补充地层能量，并且该转注的水井一定要转注，保证地层能量尽快恢复。
（2）是压力及注采关系决定产能。选择东区的9口提液井预测地层压力比较高，地层压力在饱和压力附近。馆陶组主体高孔高渗油藏，对于地层压力较高的地层，即使漏失严重，但入井液返排动力强，也能获得较好产能。注采相对完善的油井，地层压力恢复的较好，产量较高。CB251B-1井周围对应CB251A-1、CB251A-6、CB251单3口注水井，为三向受效。
（3）是增产措施是提液的保障，并可进一步优化。提液井均采用了拔滤、酸洗炮眼、酸化解堵、压裂改造和下大泵等工艺措施，这些进攻性措施用于解除老井长期生产过程中近井地带形成的有机垢及无机垢堵塞和污染，提高近井地带渗透率。
（4）在大泵提液过程中做好油井防砂工作，针对不同的井选择合适的防砂工艺，减少出砂对潜油电泵的影响。
参考文献
[1] 聂飞朋等.埕岛油田馆陶组单井提液潜力分析[J].西部探矿工程，2012年第1期：61-63.
[2] 沈盛.埕岛油田老区提液矿场试验研究 西部探矿工程.2013年第3期：57-62
作者简介：王亚梅（1986.11-），女，助理工程师，长期从事油藏工程工作。