海上油田配套工藝技術與應用探究

李育陽 王宇 呂洋 張星

摘 要：近年來，根據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，經過多年開發實踐，逐步形成相應配套機采技術。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，通過老區綜合調整、逐步完善注采井網、強化注水提高地層壓力水平，強化提液工藝配套，年產油量呈現上升趨勢。

關鍵詞：海上油田；綜合調整；配套工藝；應用

近年來，通過老區綜合調整、逐步完善注采井網、強化注水提高地層壓力水平，新區堅持滾動開發思路，海洋采油廠年產油量呈現上升趨勢，并逐步形成了相應的配套機采技術，本文就勝利油田海上機采工藝狀況及發展作了詳細論述。

1海上油田工藝概述

（1）館陶組提液配套機采技術。油層保護技術：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產能建設中學習EDC 的做法，努力縮小差距。井筒精細清洗：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、油脂等雜質易進入

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。管柱精細清洗：防砂施工前對充填管柱進行酸洗，減少鐵銹、油脂進入地層；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）優化射孔工藝。選用大槍大彈大負壓工藝：采用 127 槍127GH 彈、140 槍 140GH 彈，40孔/米，地層負壓 4-5MPa，射孔后油氣返出明顯。進行射孔泵抽測試聯作：檢查鉆井完井期間油層保護水平，測試排液有利于井筒附近泥質及粉細砂排出。（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；可驗證管外礫石充填高度，可進行二次補砂作業，施工安全，砂卡防砂管柱幾率小；該工藝可提高炮眼及環空礫石充填密實程度，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，根據地層供液情況和生產情況調節電泵頻率。（5）控壓差開井及生產。新井采用小油嘴配合變頻試抽投產，然后逐漸建立生產壓差，避免新井一投產生產壓差較大引起突發性的大量出砂，嚴重的砂埋油層，機采井躺井。

2東營組低滲透油藏配套機采工藝

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，這類油藏獲得高產的關鍵是做好油層保護工作。優化油層保護技術，入井液基液采用館下段水源井產出水，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，將泥漿等雜質徹底洗出井筒；選用大槍大彈大負壓射孔工藝，射孔采用 140 槍 140 深穿透彈負壓射孔，16 孔 / 米，孔徑17mm，穿深 1300mm，負壓 20-25MPa；優化舉升工藝，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，后期根據測試結果不動管柱換層開采，實現油井智能完井及管理，完井五項配套技術分為射孔、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 防砂管柱內管中下入液控脹封分層封隔器，下入液控式滑套開關；分測是每個分采層下一個光纖光柵傳感器，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防砂管柱內管，該項技術實現了海上注采工藝的革命性改進。

4水平井提液配套技術

水平井技術作為提高儲量動用率、采收率和開發效益的革命性措施，在海上加密調整中占據重要地位。在海上水平井的實施過程中，配套推廣了大排量電泵采液技術、Y 接頭雙管生產管柱、變頻條件下電泵機組配置優化、變頻控壓差開發生產技術 ， 確保了海上水平井高效開發。（1）大排量電泵采液技術。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，實現有效提液；采用帶導流罩的電泵機組，以加快電機外部井液流速，提高水平井電機散熱作用。（2）推廣 Y 接頭雙管生產管柱。該管柱從井口到防砂管柱內管形成了一條工作通道，在不動原井管柱不壓井情況下實現連續油管的起下操作，用于水平井生產動態監測、找水、酸化。（3）變頻條件下電泵機組配置優化。開展變頻條件下電泵機組參數的優化研究，滿足不同開發階段不同頻率下油井長期穩定生產。（4）變頻控壓差開發生產技術。一般水平井用 35Hz 頻率小油嘴啟泵，控制生產壓差在 1MPa 左右，然后頻率 3Hz 一個臺階逐步提高產能，油井出砂量控制在 0.02% 以內。

5生產中面臨的問題

（1）館陶組電泵結垢嚴重，影響油井產能及檢泵周期。埕島油田以海水為主要注水水源，海水礦化度高達 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、導葉輪處產生碳酸鹽垢。（2）老平臺配電限制提液。目前應用 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。（3）電泵井測試資料不足影響電泵優化設計。海上由于安全環保需要，油井環空下有環空封隔器，生產過程中資料錄取依靠有限的毛細管測壓裝置；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確的測壓資料，電泵機組優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，地質配產 60t/d，稠油區塊平均單井產能僅 28t/d，采取哪種舉升工藝是個難題。（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機采工藝發展方向

埕島油田中一區剩余可采地質儲量大、油井產液量低，注采井網完善、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基礎和潛力。根據數值模擬結果，采用 1.1～1.5 的差異化注采比將區塊地層壓力恢復至 12.0 MPa 時提液，開發效果最優；一次提液與分年度提液效果基本相當，推薦應用分年度提液方式。（1）埕島主體館陶組提液開發。（2）主體西北部附近稠油區塊開發，地面原油粘度 700-4847mPa.s。（3）東營組低滲透油藏開發。沙河街組，東斜坡地區東營組，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。

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