海上油田配套工藝技術(shù)與應(yīng)用探究

李育陽 王宇 呂洋 張星

摘 要：近年來，根據(jù)埕島油田館陶組提液、東營組低滲油藏深抽、稠油冷采、館陶組多油層分層開采、水平井提液的要求，經(jīng)過多年開發(fā)實(shí)踐，逐步形成相應(yīng)配套機(jī)采技術(shù)。海洋采油廠管理七套含油層系，其中：埕島油田儲量占95.2%，主力油層為館陶組。近年來，通過老區(qū)綜合調(diào)整、逐步完善注采井網(wǎng)、強(qiáng)化注水提高地層壓力水平，強(qiáng)化提液工藝配套，年產(chǎn)油量呈現(xiàn)上升趨勢。

關(guān)鍵詞：海上油田；綜合調(diào)整；配套工藝；應(yīng)用

近年來，通過老區(qū)綜合調(diào)整、逐步完善注采井網(wǎng)、強(qiáng)化注水提高地層壓力水平，新區(qū)堅(jiān)持滾動開發(fā)思路，海洋采油廠年產(chǎn)油量呈現(xiàn)上升趨勢，并逐步形成了相應(yīng)的配套機(jī)采技術(shù)，本文就勝利油田海上機(jī)采工藝狀況及發(fā)展作了詳細(xì)論述。

1海上油田工藝概述

（1）館陶組提液配套機(jī)采技術(shù)。油層保護(hù)技術(shù)：過去埕島油田完井工藝與 EDC 差距較大，近年來埕島在新老區(qū)產(chǎn)能建設(shè)中學(xué)習(xí)EDC 的做法，努力縮小差距。井筒精細(xì)清洗：對于大斜度井如果洗井排量、液量不夠，則井筒、油管中的泥漿、鐵銹、油脂等雜質(zhì)易進(jìn)入

地層造成污染，要求洗井液用量不少于 200 方 ， 洗井返出液檢測濁度值小于 20NTU 為合格。管柱精細(xì)清洗：防砂施工前對充填管柱進(jìn)行酸洗，減少鐵銹、油脂進(jìn)入地層；盡可能采用新油管施工，避免采用舊油管；必須采用舊油管，上井前要清洗油脂、鐵銹、泥土。（2）優(yōu)化射孔工藝。選用大槍大彈大負(fù)壓工藝：采用 127 槍127GH 彈、140 槍 140GH 彈，40孔/米，地層負(fù)壓 4-5MPa，射孔后油氣返出明顯。進(jìn)行射孔泵抽測試聯(lián)作：檢查鉆井完井期間油層保護(hù)水平，測試排液有利于井筒附近泥質(zhì)及粉細(xì)砂排出。（3）高速水充填防砂。該工藝與國外高速水充填防砂工藝相同，先座封防砂封隔器，再丟手，然后充填防砂；可驗(yàn)證管外礫石充填高度，可進(jìn)行二次補(bǔ)砂作業(yè)，施工安全，砂卡防砂管柱幾率小；該工藝可提高炮眼及環(huán)空礫石充填密實(shí)程度，適用于大排量提液等。（4）大泵變頻提液。大排量電泵新井配套變頻控制柜，根據(jù)地層供液情況和生產(chǎn)情況調(diào)節(jié)電泵頻率。（5）控壓差開井及生產(chǎn)。新井采用小油嘴配合變頻試抽投產(chǎn)，然后逐漸建立生產(chǎn)壓差，避免新井一投產(chǎn)生產(chǎn)壓差較大引起突發(fā)性的大量出砂，嚴(yán)重的砂埋油層，機(jī)采井躺井。

2東營組低滲透油藏配套機(jī)采工藝

埕島油田東營組為中低滲油藏，埋深 3000m 左右，儲層物性相對較差，孔隙度 10-20%，滲透率 10-100mdc，這類油藏獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵是做好油層保護(hù)工作。優(yōu)化油層保護(hù)技術(shù)，入井液基液采用館下段水源井產(chǎn)出水，油層溫度約為 132℃，選用耐高溫防水傷害劑，采用

高粘度稠塞洗井，將泥漿等雜質(zhì)徹底洗出井筒；選用大槍大彈大負(fù)壓射孔工藝，射孔采用 140 槍 140 深穿透彈負(fù)壓射孔，16 孔 / 米，孔徑17mm，穿深 1300mm，負(fù)壓 20-25MPa；優(yōu)化舉升工藝，采用耐高溫深井防垢電泵，選用 45-60m3/d 小泵深抽。

3海上稠油冷采技術(shù)工藝

防砂方式采用繞絲管礫石充填和懸掛濾砂管，舉升工藝同時(shí)采用了電泵和潛油螺桿泵，館陶組不動管柱分層采油工藝。分層防砂分層采油分層測試分層注水，油層一次全部射開，分層防砂，分層采油，下入分層測試及采油一體化管柱，后期根據(jù)測試結(jié)果不動管柱換層開采，實(shí)現(xiàn)油井智能完井及管理，完井五項(xiàng)配套技術(shù)分為射孔、防砂、分采、分測和舉升。

射孔：CB11NC-1 井是 9-5/8in 套管，下層采用 178 槍彈油管傳輸負(fù)壓射孔，上層采用正壓射孔；防砂是采用分層高速水充填防砂；分采是在 5-1/2in 防砂管柱內(nèi)管中下入液控脹封分層封隔器，下入液控式滑套開關(guān)；分測是每個(gè)分采層下一個(gè)光纖光柵傳感器，可測量分層溫度及壓力；舉升是下 Y 接頭雙管電泵管柱，測試管柱插至 5-1/2in防砂管柱內(nèi)管，該項(xiàng)技術(shù)實(shí)現(xiàn)了海上注采工藝的革命性改進(jìn)。

4水平井提液配套技術(shù)

水平井技術(shù)作為提高儲量動用率、采收率和開發(fā)效益的革命性措施，在海上加密調(diào)整中占據(jù)重要地位。在海上水平井的實(shí)施過程中，配套推廣了大排量電泵采液技術(shù)、Y 接頭雙管生產(chǎn)管柱、變頻條件下電泵機(jī)組配置優(yōu)化、變頻控壓差開發(fā)生產(chǎn)技術(shù) ， 確保了海上水平井高效開發(fā)。（1）大排量電泵采液技術(shù)。改善海上平臺配電條件，水平井下200-250 方大泵，配套變頻控制柜，實(shí)現(xiàn)有效提液；采用帶導(dǎo)流罩的電泵機(jī)組，以加快電機(jī)外部井液流速，提高水平井電機(jī)散熱作用。（2）推廣 Y 接頭雙管生產(chǎn)管柱。該管柱從井口到防砂管柱內(nèi)管形成了一條工作通道，在不動原井管柱不壓井情況下實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管的起下操作，用于水平井生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測、找水、酸化。（3）變頻條件下電泵機(jī)組配置優(yōu)化。開展變頻條件下電泵機(jī)組參數(shù)的優(yōu)化研究，滿足不同開發(fā)階段不同頻率下油井長期穩(wěn)定生產(chǎn)。（4）變頻控壓差開發(fā)生產(chǎn)技術(shù)。一般水平井用 35Hz 頻率小油嘴啟泵，控制生產(chǎn)壓差在 1MPa 左右，然后頻率 3Hz 一個(gè)臺階逐步提高產(chǎn)能，油井出砂量控制在 0.02% 以內(nèi)。

5生產(chǎn)中面臨的問題

（1）館陶組電泵結(jié)垢嚴(yán)重，影響油井產(chǎn)能及檢泵周期。埕島油田以海水為主要注水水源，海水礦化度高達(dá) 3.37×104mg/l，是地層水的 6 倍，海水中而 Ca2+ 離子含量是地層水的 4 倍，油井見注入水后，易生成碳酸鹽水垢堵塞地層，在泵吸入口、導(dǎo)葉輪處產(chǎn)生碳酸鹽垢。（2）老平臺配電限制提液。目前應(yīng)用 1050V 的油井有 12 口，今后海上定向井將提液到 210 方，水平井提液到 420 方，需要更大的電機(jī)功率及更高的電壓等級，目前的平臺配電制約了大泵提液開發(fā)。（3）電泵井測試資料不足影響電泵優(yōu)化設(shè)計(jì)。海上由于安全環(huán)保需要，油井環(huán)空下有環(huán)空封隔器，生產(chǎn)過程中資料錄取依靠有限的毛細(xì)管測壓裝置；館陶組油井采用多油層合采，油藏平面和縱向上差異較大，借鑒鄰井壓力存在較大的誤差；由于不能取得單井準(zhǔn)確的測壓資料，電泵機(jī)組優(yōu)化配置工作開展困難。（4）SH201 稠油開采面臨舉升難題。全部采用水平井及分支水平井開發(fā)，地質(zhì)配產(chǎn) 60t/d，稠油區(qū)塊平均單井產(chǎn)能僅 28t/d，采取哪種舉升工藝是個(gè)難題。（5）分層采油工藝推廣受限于 7in 井眼。目前分層采油工藝只適用于 9-5/8in 套管井，海上油井主要是 7in 套管，分層采油工藝推廣受限。

6機(jī)采工藝發(fā)展方向

埕島油田中一區(qū)剩余可采地質(zhì)儲量大、油井產(chǎn)液量低，注采井網(wǎng)完善、壓力保持水平高、水井具有提注潛力，整體具有良好的提液物質(zhì)基礎(chǔ)和潛力。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，采用 1.1～1.5 的差異化注采比將區(qū)塊地層壓力恢復(fù)至 12.0 MPa 時(shí)提液，開發(fā)效果最優(yōu)；一次提液與分年度提液效果基本相當(dāng)，推薦應(yīng)用分年度提液方式。（1）埕島主體館陶組提液開發(fā)。（2）主體西北部附近稠油區(qū)塊開發(fā)，地面原油粘度 700-4847mPa.s。（3）東營組低滲透油藏開發(fā)。沙河街組，東斜坡地區(qū)東營組，油藏埋深 2800-3600m，平均孔隙度為 20%，平均滲透率 100-200×10-3μm2。（4）古潛山油氣藏開發(fā)。

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