七棵树油田复产工程方案研究与实践

七棵树油田复产工程方案研究与实践

王文哲

中国石油化工股份有限公司东北油气分公司 吉林 长春 130062

摘要：七棵树油田关停前存在压力保持水平低、中心井组水窜、天然能量区采出程度低等问题，开展了关停期注水提升能量、“抑强扶弱”调整流线、CO2吞吐提高产量三项工作，取得了“一减三降三提升”的较好效果。

关键词：七棵树油田；油井关停；油田复产

0前言

2021年，七棵树油田按照“减井数、调井网、提单产、降成本”制定复产对策，通过调整提高采收率、降低平衡油价，提升开发效益，同时为其他油田效益复产提供经验。

1油田关前开发现状

七棵树油田油藏平均孔隙度11.2%，平均渗透率6.97mD，为低孔特低渗油藏，动用储量245.36万吨，关停前开井31口，日产油58吨，含水率48.4%，采出程度10.9%。水井开井14口，日注水243方，累计注采比0.78，平均注水压力12MPa。

2油田关停期所做工作及取得的认识

通过关停期注水提液量、优化流线控含水及CO2吞吐三项调整，实现油藏整体提液增油，且产量越低增幅越大，边角处储量得到有效动用。

关停前日产油量小于1吨的5口井，増油幅度7.6倍；日产油量在1-3吨的4口井，増油幅度1.4倍；日产油量在3-5吨的4口井，増油幅度23%。

2.1油田2021年复产思路

七棵树油田经过前期规模复产，取得了较好的效果，目前井筒及地面配套问题相对较小，2021年继续实施调整设计分批开井实现全面复产。水驱开发区继续优化能量及流线、天然能量开采区增注、SW802探索不稳定注水持续提高复产效果。

2.1.1水驱开发区根据调整需要分三批开井继续优化能量及流线，同时开展调驱试验控含水

水驱开发区储量176.9万吨，储量占比62.2%，通过关停期实施注水提能量、优化流线控含水及CO2吞吐提高产量取得了较好效果。目前累产油27.87万吨，采出程度15.75%。

第一批开目前综合含水相对较低的油井，进一步实现拉流线；第二批开目前含水相对较高的油井，通过滞后三个月开井实现压流线；第三批开目前需要加强注水对应油井及特高含水油井，通过滞后6个月开井，实现均衡水驱促进油井增油。

TG1、SW10-9及SW8-1井要求提前注水6个月，提前注水期周围一线油井不开井，SW8-9-3及SW8P2井需增注。

2.1.2优选SW8-8井组开展调驱试验，试验成功考虑在8-8-2、8-5-1、8-5-5、10-1等井组推广

SW8-8井组处在油藏中部，主要发育水下分流河道，储层连通性好，对应8口油井注水受效，目前日产液能力123.9吨，日产油5.3吨，综合含水96%，整体液量高满足调驱要求，设计在SW8-8井注入药剂，实现堵水不堵油，预计日增油10吨以上。

2.1.3天然能量开采区增注补充能量

SW10井区南部天然能量开发区储量为52.91万吨，储量占比18.6%，利用1注5采不规则井网，主要采用天然能量开发，关停前无能量补充产量递减快，采出程度仅为5.2%。

增注SW10-9井补充能量，形成行列切割注水井网：SW10-8井区储层连通性整体较好，2020年下半年以来，SW10P4及SW10-8井先后受到北部相距800米左右的SW10-2井及SW10-7井注水影响，液量明显上升，产量明显提高。

2.1.4SW802条水井开展不稳定注水，油井连续生产，通过不断改善储层实现水驱开发

SW802条带储量54.78万吨，储量占比19.2%，关停前采用6注6采不规则井网开发，关停前由于物性差、井距大存在注不进采不出的问题，日产油2.1t，含水65%，采出程度仅为1.7%。

油井关停4年多，井筒附近存在原油富集现象，若水井提前注水进一步实现井筒附近原油富集，油井再恢复生产可以保证有较好的效果而且见效期长，因此SW802条带建议水井提前进行注水，待水井注水压力升高要关井扩散时，油井再恢复生产。油井设计第二批开井进行试生产。

2.1.5SW802条带及边部水井，严格实施A1标准水质注入，若达不到效果，考虑压驱增注

SW802条带及边部水井物性明显比水驱开发区差，特别是孔吼半径中值（0.661um远小于6.61um），因此在水质方面必须达到A1标准，考虑避免中途污染，建议直井在井口加净化设备。

考虑注水管柱安全及增压泵压力允许，增注井井口压力达到30MPa仍达不到增注效果，考虑压驱增注。

2.2配产配注设计

2.2.1油井生产安排

油井根据优化流线及复产节奏需要，分3批开30口油井投入生产，其中第一批恢复11口，第二批恢复11口，第三批恢复8口。考虑产量递减影响，预计全面恢复生产时，日产液260.7吨，日产油75吨。

  10-15/10-20/8-5/8-13/8-17及SW8P4井为边部新开油井，目前井况不明，设计第二批开井试生产，结合水井注水情况确定正常生产时间；TG1、SW10-9、SW8-1、SW8-9-3及SW8P2井对应一线油井为保证提前注水效果，要求第三批开井滞后半年投入生产。

2.2.2水井注水安排

开注水井21口，其中水驱开发区13口，油藏中部不需要加强注水，根据当时生产情况，严格按照1.0的注采比配注；需加强注水井区按配注提前注水；设计油井全面开井后，日配注332-492方；边部8口井注水困难，按平均单井20方/天配注。

2.3复产费用测算

2.3.1油井开井费用预算

计划分3批恢复30口油井进行生产：第一批开井11口，开井费用25万元；第二批开井11口，其中SW10需要检泵，开井检泵费用合计16万元；第三批计划开井8口，2口井需要小修作业，SW8-20井套变，需要大修作业，修井开井费用合计95万元，预计油井开井费用合计151.2万元。

2.3.2水井开井费用预算

计划恢复21口水井进行生产，第一批优先恢复主力区13口水井，所有水井流量计需要更换。第二三批开井的SW8P2井需要检管后恢复注水，SW8-9/SW8-4/SW802注水撬都损坏，需要大修后恢复注水，预计开井费用合计100.5万元。2021年以恢复生产为主，分注及检管换封工作量视复产情况实施。

2.4配套监测方案

2.4.1监测目的

油田减值后，2021年开始安排各油田陆续复产，为做好复产后动态分析和调整工作，加大监测力度，通过压力监测、产液剖面、吸水剖面和剩余油监测等工作，掌握油藏地层压力变化和地层吸水产出能力，为指导效益复产提供可靠依据。

2.4.2选井原则

以油藏需求为基础，以提高油藏认识为目的，根据油田动态监测技术要求，结合分公司实际情况，制定方案选井原则：所选井要具有针对性、代表性、连续性，兼顾不同构造区域、不同开发层系；所选井井下技术状况符合监测技术要求；选井尽量兼顾不同监测目的，减少作业频次，降低作业费用；重点试验区块加密监测、系统观察。

2.4.3监测方案

（1）压力监测

选取6个注水油田31口井进行静压监测，要求复产前监测一次，复产后根据动态监测要求每年监测两次，时间间隔5-6个月，以了解复产前后压力变化情况。

（2）产液剖面、吸水剖面监测

优选7口油井进行产液剖面、27口水井进行吸水剖面监测，按照动态监测技术要求，注水井恢复正常注水半个月后监测吸水剖面，正常注水后要求定期半年监测一次，增注、补孔等措施正常注水半个月后加测吸水剖面。

（3）剩余油监测

在计划开井区块优选纵向上射孔层段多、各小层水淹状况不清的5口井进行剩余油监测。

（4）采油井流体性质监测

选取主要复产区块5口井，了解长期关停复产后流体性质的变化。

3结语

 七棵树油田复产以经济效益为中心，在保证安全环保前提下，以水驱调整和气驱试验为主要手段，考虑油藏井网完整性，充分利用原有井筒、地面配套系统进行修复改造，保证了复产的高效运行。

参考文献：
[1] 张春.低渗透油田水平井复产配套技术研究[J].石油钻采工艺.2020,17（03）:56-59.