摘要：涠洲11-4油田主力油组为底水油藏，二十多年来，针对不同的开发阶段采取不同的稳油控水的技术应用，不断总结前一阶段措施成果，摸索当前开发阶段应采取的稳产、增产措施，取得了一定的成果。油田生产稳定，采出程度高，是涠洲作业公司产量最稳定的油田，说明我们根据不同含水阶段所采取不同措施的思路是正确的，各阶段采取的稳油控水技术及措施是合理的。
关键词：油藏；稳油控水；采出程度；开发阶段；综合含水率；稳产；高产
1、油田简介及开发状况
涠洲11-4油田属海相沉积（较疏松），油藏埋深较浅（-930m），构造特征为基岩隆起上发育成的披覆背斜构造，构造完整、形态简单，含油范围内无断层，物性为中孔中、高渗，油层自上而下分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组。主力层为上第三系角尾组二段Ⅱ油组，油藏类型为底水油藏，天然能量充足，地层压力系数属于正常压力系数，目前各井均采用电潜泵抽吸采油。
油田于1993年9月投产，目前总井数28口（A平台17口，B平台11口），日产油827.3m3，平均含水率91.4%，采出程度46.1%。目前油田产液量、产油量稳定，含水平稳，综合月递减率仅0.0019。油田开发整体特征为中高含水阶段平均年产最高，大幅提液增油好；高含水阶段时间长，产量低，采油速度低。
2、稳油控水技术应用
采油速度是衡量一个油田开发快慢的指标，合适的采油速度，可使油田能量有规律地释放，从而获得尽可能高的采收率；采油速度过快会使油田能量过早枯竭或水淹，降低采收率；采油速度过慢又无法获得好的经济效益。为此我们对涠洲11-4油田适时控制和调整了采油速度，从而得到了更高的采收效果。
2.1无水采油期、低含水期稳产、增产措施
涠洲1993年投产至1997年期间，涠洲11-4油田处于无水采油期、低含水期，稳产、增产措施主要为控制生产压差，延长无水采油期，同时增加新井提高油田储量动用程度。
2.1.1投产初期小生产压差生产，延长无水采油期
为了更好地控制采油速度，在未投产之前我们对电潜泵的排量就进行了合理的选择，根据油藏特性和井况并结合开发要求，泵排量选定为100m3/d、150m3/d、200m3/d，其中以100m3/d为主；投产开始便以部分井泵抽，部分井自溢或部分关井等方法，在符合开发要求的情况下减小生产压差，抑制含水上升，尽可能延长单井无水采油期，使得全油田无水采油期平均为403天，产油178.6万吨。
2.1.2 增加新井提高油田储量动用程度
提高采油速度总是伴随着含水率的上升，对于油田来说经过无水采油期后综合含水率开始上升，单靠提高采油速度来稳产增产的效果逐步变小，平均单井增加的产能己降到12.4m3/d，因此必须在适当提高采油速度的同时增加新井来提高油田储量的动用程度。
2.1.2.1 注水井转采技术
WZ11-4-B13井是一口定向注水井，油田投产后，由于油藏天然能量充足不需要注水，成为一口闲置井。为了提高油田储量动用程度和油田开发效果，1997年6月对该井进行了转采作业，获得了成功并于同年7月14日开泵生产。该井投产初期就利用变频技术（频率控制在40HZ～48HZ）来控制生产压差，尽可能地延长无水采油期。年累计产油6.65万吨，这一技术的实施大大提高了整个油田的采收率，为油田稳产增产提供了保障并获得了可观的经济效益。
2.1.2.2 多底水平井工艺的应用
随着涠洲11-4油田综合含水率的进一步上升，较高含水油井累计产量小，动用储量程度低的问题逐渐凸显，尤其是开发区东面边部油田，没有生产井控制，因此为了弥补油田产量递减同时有效地采出剩余可采储量，决定在高含水井A11、A16井眼向边部侧钻A11B、A11C和A16D井，经过3个多月的努力，克服重重困难终于获得成功。增产效果如下：
多底井技术的成功应用使我们积累了技术和经验，并锻炼了队伍，检验了设备，为此我们将逐步在其它含水高的井位和预留井位上进行钻井，尽可能延长高产稳产年限，最大限度提高原油采收率，目前已利用此技术开发涠洲11-4油田东区。
2.2 中高含水期稳产、增产措施
油田开发到了中期，处于中高含水期，该阶段平均年产达到最高，通常的做法是调整扩边，全面提液。
2.2.1 新增调整井，增加动用储量
增加调整井（或老井侧钻），主力区块向周边滚动开发，从平面、纵向上增大动用储量，这是稳油控水最直接的手段，增油效果最好。要求我们根据剩余油精细分布研究，相控布井，单元调整，实现增产；同时加强储层参数时变监测，根据油藏变化状况，进行剩余油分布研究，做好调整，实现增产；在此期间涠洲11-4油田进行了11口调整井作业，单井增油量为（2.06～56.47）×104m3，增产效果明显。
2.2.2 全面提液
主力层Ⅱ油组油层与底水界面处发育一套“致密层”，该“致密层”对油田的高效开发起到了重要作用。致密层“隔而不死”，一方面，它对底水锥进有抑制作用，另一方面，它不妨碍水体能量的补充，底水侵入速度可满足油田的高产需求。根据油藏对提液的认识，认为提液效果好与否受“致密层”影响，提液对开发无不利影响，对于提液时机，根据无因次采液、采油指数分析认为含水大于40%后采液指数升高，均可进行提液增油。受“致密层”影响，不同含水时期提液对采收率影响不大，随着油井含水率的升高，提液幅度增大，增油量逐渐变小，含水率变化变小。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
2.2.2.1 换大泵提高单井采油强度
1996年3月对B5井进行换大泵提高采油强度试验，泵排量由原来100m3/d更换为200m3/d，同年4月对A16井进行换大泵作业，换大泵后泵效均有所提高，产液量产油量大幅增加，因此1997、1998年换大泵作业大面积展开共计18井次，其中1997年进行了7口井，1998年进行了11井次，效果显著，为油田稳产增产提供了保障。
2.2.2.2 变频技术的应用
采用变频驱动电潜泵的最大优点是扩大生产范围，当外频电机转速变化时，电泵流量随转速成正比变化，扬程随转速的平方成正比变化，即当频率在30～90HZ范围内变化时，排量可变化3倍，扬程变化9倍。在出水开发的油田中产油量随着出水量的增加而减小，变频控制器可以对井下电机进行无级调速来适应排液要求，与换泵技术类拟，但此技术无需更换新机组，长远来讲，更经济合理。1997年5月我们会同有关专家对A3、A6、A9、A14、B9井6口井分别进行变频调试来增加油井产量，机组频率由原50HZ调到53HZ至56HZ左右。其中A9、B9井调升电机频率后增产效果较好，且含水基本稳定，产液量分别由原142m3/d和261m3/d增至166m3/d和299m3/d，产油量分别上升8.3%和19.3%；其余4口井增产效果不明显，原因是变频柜容量太小或上游变压器容量小，无法将频率升起来，根据以上结论，同时为了更好地利用变频技术，1998年我们又安装了两台大容量变频控制柜并更换了上游部分容量小的变压器，使这一技术在涠洲11-4油田充分应用起来。目前整个油田共有7台变频控制柜，变频柜控制的电潜泵正常运转，很好地控制了对单井的采油速度，减少了生产压差，抑制了含水的上升，提高了产油量，这一技术的应用使我们很容易达到控制泵的排量大小（语病），而无需更换机组，做到了事半功倍，收到了很好的稳产和增产效果。
2.2.2.3 自溢井改泵抽
为了增加原油产量，根据开发需要提高采油速度，于1998年5月将A2、A4、A8、A10井由自溢生产改为泵抽生产；同年12月又将A13井改为泵抽，泵抽后5口井含水上升较快，由自溢生产时平均含水率16.5%上升为31.2%，升幅14.7%，但增产效果比较明显，同时还使整个油田含水率下降了4.8%。
2.3高含水、超高含水期稳产、增产措施
随着油井含水率的升高，提液幅度增大，增油量逐渐变小，含水率变化变小，特别在超高含水阶段，小幅提液增油不明显，大幅提液受平台液处理能力限制。当前平台液处理能力为15000m3/d，油田日产液水平为14000m3/d，剩余液量空间小。因此油田整体处于产液量、油量稳定，含水平稳阶段（综合月递减率仅0.0019）；部分井产能下降，液量下降，含水上升速度快，产量递减快，产能释放难度大。
2.3.1底水压锥
原始状态下，底水块状油藏的油水按重力关系分布，当油井投产后，油层内部由于油、水重力差的影响，使原为水平状态的油水界面变形成丘状锥起，形成水锥。随着采油速度增大，水锥不断上升，突破进入井底，造成油水同产，使产油量减少，底水随采油呈锥形纵向推进的过程形成底水锥进。
2.3.2 换层补孔
老井上下返，补孔，从垂向上增加次要开发层、增大动用储量，增油效果好，这是老井稳油控水的首选。利用新技术进行油藏精细挖潜研究，通过剩余油分布预测技术，对油田实施换层补孔Ⅰ、Ⅲ油组A5、A8、A7、A13共4井次作业，已增油16.57×104m3，预测累增油27×104m3。
2.3.3 产液结构优化
在平台目前液处理和电力饱和情况下，大幅度提液己不可行，因此需对油田产液结构优化，原则上是对特高含水井采取降低液量，同时对有潜力井进行提液，例如近期采取降低B5井产液量，提高A17、A11BC井产液量的措施，实现增油50m3/d，累增油1.8万方，产液结构优化是油田后期主要挖潜的策略。
2.3.4 低效井解堵
老井换大泵、卡气堵水、酸化、解堵等常规措施，从单井控制的平面、纵向上增大波及系数，提高驱油效率，这是老井稳油控水的第二大法宝。油田及时对低效井治理，为稳产、增产提供了保障。
3、结论
二十多年来，涠洲11-4油田生产稳定，采出程度高，是涠洲作业公司产量最稳定的油田，说明我们根据不同含水阶段所采取不同措施的思路是正确的，各阶段采取的稳油控水技术及措施是合理的，对于涠洲11-4油田底水驱动油藏，随着含水率的逐步上升，产油能力会不断下降，为了弥补产量递减，我们必须掌握油田开发特性，不失时机的调整开发方案，采取切实可行的技术及措施使油田尽可能稳产、高产。
参考文献：
[1]巢华庆，刘恒，万新德.《对高含水后期“稳油控水”的认识和做法》[J].大庆石油地质与开发，1993年02期.
[2]于洪文，陆惠民，郑兴范.《大庆油田高含水后期高效调整井研究》[J].大庆石油地质与开发；1992年02期.
[3]吴家文.《油田高含水期综合调整措施优化方法研究》[D]；大庆石油学院；2005年.
[4]耿师江，曾卫林.《非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果》[J].大庆石油地质与开发，2001，20（3）：40-41.
[5]韩大匡.《深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨》[J].石油勘探与开发，1995年 第5期.
[6]曾辉勇，任世林.《高含水油田面临的主要问题及提高采收率研究》[J].内江科技，2011年05期.
[7]杨山，谢培勇，李耀林，等.《化学与机械联合堵水技术在涠洲11-4油田的应用》[J].石油钻采工艺，2007，29（6）：38-40.
[8]曾祥虹，童志能，蚁步钺，等.《涠洲11-4油田堵水工艺研究与应用》[J].石油天然气学报，2005，27（6）.
[9]刘双琪，叶景亮，成涛，等.《化学隔板堵水技术在涠洲11-4油田的应用》[J].中国海上油气，2007，19（1）：35-37.
[10]李凤承.《抽油机井换大泵增产效果再认识》[J].中国石油和化工标准与质量，2011，31（6）.
[11]刘文东.《高含水期抽油机井换泵效果与经济模型分析》[J].内蒙古石油化工，2014（7）.
论文作者:彭远志
论文发表刊物:《基层建设》2018年第4期
论文发表时间:2018/5/22
标签：油田论文; 油藏论文; 技术论文; 收率论文; 措施论文; 速度论文; 储量论文; 《基层建设》2018年第4期论文;