渤海XX油田高含水期綜合治理

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津市，300450） 李 超 王雁萍

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津市，300450） 魏 焜 姜 晶

1 前言

渤海海域經(jīng)過四十年的油氣勘探，有很多小規(guī)模的含油氣構(gòu)造或者邊際小油氣田未能投入開發(fā)。邊際小油氣田指的是現(xiàn)有地質(zhì)、油價(jià)條件下，采用常規(guī)開采方式，經(jīng)濟(jì)效益較差的油田。XX 油田通過科學(xué)優(yōu)化開發(fā)方案，合理簡化工程設(shè)施，采用“隔水套管支撐井口+自安裝采油平臺(tái)(租賃)+穿梭油輪”的開發(fā)方案，屬于自產(chǎn)自銷式采油平臺(tái)，且無修井。特殊的自身?xiàng)l件決定了其所有產(chǎn)出水要平臺(tái)自行消化，做到零排放。因?yàn)闊o修井機(jī)，動(dòng)用鉆井船進(jìn)行動(dòng)管柱作業(yè)費(fèi)用昂貴，所以需要確保油井的低故障率，同時(shí)要保持較高的采油速度，盡快回收成本。

2 油田概況

XX 油田位于渤海中部海域，區(qū)域構(gòu)造位于石臼坨凸起南端，油田整體構(gòu)造為一被斷層切割復(fù)雜化的斷背斜，構(gòu)造主體被兩組近東西向斷層所夾持，中部發(fā)育一組近東西向斷層。含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組下段，油藏埋深在-1 120.0～-1 700.0m之間，為曲流河沉積。明下段儲(chǔ)層主要為高孔高滲型儲(chǔ)層。油藏類型主要為受巖性、斷層和構(gòu)造形態(tài)控制，具有多套油水系統(tǒng)的巖性構(gòu)造-巖性油藏。地面原油為中質(zhì)油，地層原油粘度11.0～66.7mPa·s；飽和壓力9.9～15.4MPa；溶解氣油比25～40m3/m3。全油田探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1.54×108m3。

油田目前已進(jìn)入中高含水期，綜合含水74%，含水率持續(xù)上升，同時(shí)受平臺(tái)液量處理能力限制，油井間的液量相互影響和制約。油田已開發(fā)4個(gè)主力砂體，注水開發(fā)的砂體地層能量充足，油井產(chǎn)量較高；天然能量較強(qiáng)的砂體，由于邊底水突破較快，各單井含水較高，穩(wěn)產(chǎn)難度大，部分井需要限液生產(chǎn)，減少產(chǎn)出水量；天然能量較弱的砂體地層壓力下降較快，需控液生產(chǎn)，減緩地層壓力下降速度。

3 技術(shù)簡介

3.1 高含水井“提限結(jié)合”

明下段Ⅱ油組的2-1398 主力砂體探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量131.08×104m3，投產(chǎn)初期有1口井生產(chǎn)，2013年11 月實(shí)施2 口調(diào)整井，目前3 口水平井和1 口定向井開發(fā)。結(jié)合地質(zhì)及油藏工程方法預(yù)測水體倍數(shù)約50 倍左右，邊水能量充足，開發(fā)至今各油井流壓保持穩(wěn)定。該砂體目前已進(jìn)入高含水階段，2017年，利用平臺(tái)檢修期該砂體P1H 井測試靜壓13.01MPa，對(duì)比投產(chǎn)初期同深靜壓12.77MPa下降緩慢，可看出砂體天然能量充足，同時(shí)砂體產(chǎn)液能力較強(qiáng)（930m3/d），含水上升速度有所放緩。截止到2018年12月底，該砂體日產(chǎn)油水平157m3/d，采出程度28.4%，綜合含水為83.9%，含水上升率1.9%。

但由于平臺(tái)處理能力受限，不能全面提液，只能對(duì)高含水井進(jìn)行提限結(jié)合：對(duì)構(gòu)造高、低不同部位的井采取不同的采油速度。初期對(duì)高部位井采用較大生產(chǎn)壓差，高采液速度，低部位相對(duì)壓差較小，采液速度低，導(dǎo)致高部位井含水升高很快，低部位油井也受到水侵波及，含水升高，實(shí)施效果不佳。后期優(yōu)化采液速度，低部位采液速度高，高部位采液速度低，使得油水界面均勻推進(jìn)。P10H 井日增油9m3/d，P11H 井日增油5m3/d，年累計(jì)增油0.19×104m3。（見圖1）

圖1 1398砂體含油面積圖

3.2 新技術(shù)提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度

P4M井投產(chǎn)初期為渤中3-2油田一口同井抽注井，注下采上。上部生產(chǎn)層位NmⅢ的1 472 砂體、1 618 砂體和1 641 砂體，油層厚度分別為6.1m、5.1m和6.7m，采用9-5/8"套管內(nèi)TCP平衡射孔大負(fù)壓返涌放噴技術(shù)，下入7"優(yōu)質(zhì)篩管分3 個(gè)防砂段簡易防砂。下部注水層位NmⅢ的1 687砂體，水平段長695.6m，8-1/2"裸眼井段內(nèi)下入7"優(yōu)質(zhì)篩管簡易防砂。下入密閉電潛泵系統(tǒng)和橋式接頭，從而實(shí)現(xiàn)在橋式接頭上部油管段內(nèi)采油，套管段內(nèi)注水，在橋式結(jié)頭下部套管段內(nèi)采油，水平段內(nèi)注水。由于平臺(tái)配合軍事需要撤離和再就位，要求所有生產(chǎn)井在撤離期間必須通過試壓、投堵塞器和背壓閥方式實(shí)現(xiàn)安全封存，但該井由于管柱特殊難以實(shí)現(xiàn)安全封井。2013 年11 月15～20 日借鉆井船實(shí)施調(diào)整井機(jī)會(huì)對(duì)P4M井進(jìn)行了換管柱作業(yè)，將原同井抽注管柱換為單一注水管柱，作業(yè)后原生產(chǎn)層段第1、2、3防砂段下入盲管盲死，保留最下一個(gè)防砂段對(duì)應(yīng)的1 687砂體注水，下入普通合注管柱，帶有井下安全閥及過電纜封隔器。上部油層累計(jì)產(chǎn)油5.02×104m3，作業(yè)后日注水量500m3。

2017年和工技中心新工藝技術(shù)交流，目前新型同井抽注管柱滿足管柱安全要求，在注水基礎(chǔ)上增加采油功能，恢復(fù)NmⅢ1472砂體、1618砂體和1641砂體采油，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度,同時(shí)實(shí)現(xiàn)安全封井。于2017 年7 月海洋石油161 進(jìn)塢檢修契機(jī)下，動(dòng)用鉆井船作業(yè)，對(duì)P4M 井實(shí)施換管柱作業(yè)，下入同井抽注管柱，恢復(fù)上面采油層位，初期日產(chǎn)油98m3/d，累計(jì)增油3.17×104m3。（見圖2）

圖2 P4M井生產(chǎn)曲線

3.3 測試結(jié)果指引新思路

P5PHP-1648 砂體屬于邊底水油藏，目前僅有P15H一口生產(chǎn)井，采用天然能量開發(fā)，由于管柱受限未進(jìn)行過靜壓測試，2017 年9 月7 日利用停產(chǎn)窗口實(shí)施靜壓測試，測試結(jié)果為靜壓14.8MPa，與投產(chǎn)初期16.1MPa 相比壓力變化不大，僅下降了1.3MPa，砂體天然能量較為充足。也重新對(duì)該砂體水體倍數(shù)重新認(rèn)識(shí)，P15H井處于高含水期，目前含水76.8%，產(chǎn)量逐漸降低。通過動(dòng)態(tài)跟蹤及注采對(duì)應(yīng)關(guān)系分析，目前油井流壓穩(wěn)定，地層能量充足，對(duì)高含水井實(shí)施限液。認(rèn)為具備提液潛力，從44Hz提至工頻，初期日增液40m3/d，日增油7m3/d，年累計(jì)增油0.18×104m3。另外對(duì)本砂體后續(xù)調(diào)整井部署也起到了指導(dǎo)作用，優(yōu)化去掉為P15H 補(bǔ)充能量的注水井。

3.4 異常井況治理

P2井為一口定向生產(chǎn)井，生產(chǎn)第一、二、四防砂段（斜 深1 675.4～1 717.3m、1 740.9～1 753.0m、2 078.9～2 152.9m），關(guān)閉第三防砂段（斜深1 905.1～1 988.8m）。幾次出現(xiàn)無產(chǎn)出電流下降的情況，瞬時(shí)產(chǎn)氣量增加。排除井筒和泵的問題，初步分析是1519砂體氣竄造成的。實(shí)施開關(guān)層作業(yè)，打開第四滑套釋放油井產(chǎn)能，考慮第四滑套關(guān)閉前綜合含水40%，經(jīng)過長時(shí)間油水重新分布，含水會(huì)有所下降。對(duì)第四滑套實(shí)施開套作業(yè)，能有效改善地層供液，緩解間歇無產(chǎn)出情況，且有一定增油量；關(guān)閉第三滑套，避免氣竄影響電泵生產(chǎn)狀況。改善電泵運(yùn)行狀態(tài)，同時(shí)實(shí)現(xiàn)年增油0.15×104m3的效果。

4 創(chuàng)新性成果及經(jīng)濟(jì)效益

4.1 創(chuàng)新性成果

①油藏動(dòng)態(tài)分析、井震結(jié)合，因地制宜的制定合理采液速度。

1398砂體已進(jìn)入高含水階段，但由于平臺(tái)處理能力受限，只能對(duì)高含水井進(jìn)行提限結(jié)合。對(duì)構(gòu)造高、低不同部位的井采取不同的采液速度，使得油水界面均勻推進(jìn)。

②運(yùn)用新工藝實(shí)現(xiàn)同井抽注功能，同時(shí)提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，縮短小蜜蜂成本回收期。

P4M井轉(zhuǎn)為單一注水井，引入新型同井抽注管柱，滿足同井抽注功能，恢復(fù)上部采油層位，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，提高采油速度，加快小蜜蜂成本回收。

③系統(tǒng)剖析測試資料，重新刻畫砂體儲(chǔ)量規(guī)模，優(yōu)化調(diào)整井位，指引開發(fā)新思路。

P15H 井天然能量開采，由于管柱受限未進(jìn)行過靜壓測試，利用停產(chǎn)窗口實(shí)施測試，證明地層靜壓壓力下降較小，使得重新認(rèn)識(shí)砂體的水體倍數(shù)，優(yōu)化調(diào)整井井位。

4.2 經(jīng)濟(jì)效益

xx 油田通過高含水期的綜合治理，累計(jì)增油4.08×104m3，取得較高的投入產(chǎn)出比。為確保全年產(chǎn)量任務(wù)順利完成保駕護(hù)航，確保小蜜蜂油田的高效采油，最大限度提高了采油速度，加快成本回收，減緩含水上升率、自然遞減率。此次挖潛實(shí)踐以油藏地質(zhì)精細(xì)分析為指導(dǎo)，以現(xiàn)場油水井動(dòng)態(tài)精準(zhǔn)把控為依據(jù)，以創(chuàng)新性集成技術(shù)應(yīng)用為抓手，實(shí)現(xiàn)小投資的大收益，為今后大規(guī)模開發(fā)中小型邊際油氣田積累實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，開辟新的思路。