调整产液结构保持稳产高产


　　【调整产液结构保持稳产高产】 1995年，大庆油田在调整注水结构的同时，充分利用油田本身多油层非均质特性和开采程度不同造成的不均衡性，采用分地区、分类井、分含水级别和优化调整措施的“三分一优”结构调整方法，不断优化产液结构，在保持油田继续高产稳产的前提下，控制喇萨杏油田高含水后期产液量快速增长趋势。调整的原则依然是基础井网以减少注入水的无效或低效循环为主，控制产液量增长速度。“六五”期间投产的调整井以控制含水上升为主，提液和控制含水结合进行；“七五”期间及以后投产的井是提液增产的主要对象。全年主要降水措施油井堵水完成582口井，减少产水量 293.49万吨。由于提高分层资料的录取质量，完善动态综合分析判断堵水层的方法，发展大排量和小排量找水技术，改进和完善了管柱系列，堵水的成功率达到84.8%。主要提液措施油井老井压裂、“三换”和转抽分别实施1 203口井和 590井次。其中，油井压裂工艺技术和地质方案编制方法得到改进，总结推广了包括选井选层、优选工艺、压前“培养”、压后“保护”等提高效果的成套技术和经验。针对措施井含水高、接替能力差的实际情况，采用堵水、压裂结合等配套措施，收到好的效果。初期平均单井日增油已连续9年保持9吨以上不下降，年压裂增产原油161.59万吨。转抽和“三换”年增产液量151.02万吨，增产原油33.69万吨。初期平均单井日增油保持在6吨以上。老区投产的新井主要是二次加密井，油层条件明显变差，以表外储层和薄差油层为主，单井产量较低。通过加强注水和见效后压裂、换泵，对部分投产初期产量低、含水高且投产后含水上升快的井进行重点治理，二次加密井总体上达到方案指标。新井年产油量达到161.91万吨。
　　在扩大注聚合物驱油规模的同时，主力油层特高含水加密井成批投产。为在注聚合物之前多采一些含水较低的油，以便控制好全油田的含水率，并为将来提高聚合物驱油效率创造条件，采取了射孔方案分两步实施措施，即先射开目的层未水淹和低水淹的部分，在注聚合物前或聚合物驱油见效时，再分别补射开注入井和采油井中目的层的其它部分。萨中北一、二排西部和北一区中块注聚合物地区的葡萄花油层老井含水已达92%。在101口主力油层(葡萄花层)加密井中，有61口井采取两次射孔措施，投产初期综合含水74.3%，平均单井日产液 70吨，日产油18吨。其中，利用层间水淹级别差异挖潜28口井，投产初期综合含水75.4%，平均单井日产液61.4吨，日产油15.1吨；利用厚油层内部水淹状况的不均匀条件和物性隔层条件进行层内细分挖潜的33口井，投产初期综合含水72%，平均单井日产液 77.7吨，日产油21.5吨。一次全部射开目的层的40口井，投产初期综合含水88%，平均单井日产液130.5吨，日产油15.7吨。分两次射孔井平均单井射开油层的砂岩厚度比一次全部射开井少12.2米，有效厚度少10.6米。喇嘛甸油田和萨北地区两次射孔的53口井也取得好的效果。如2—4—P47井和2—4—P45井是两口条件接近的井，厚油层内无岩性或物性夹层。前者只射开厚油层顶部未水淹段，后者射开了全部油层。投产初期这两口井的含水率分别为30%和 94.4%，日产油56吨和7吨。北2—4—P47井投产9个月含水上升到92%时，已累计生产原油9 854吨。