南海東部油田低成本高效助流注水技術創新與實踐

姚為英， 張海勇， 馬 超， 程心平， 史長林， 尹彥君， 張 強

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

圖1 L層開發生產曲線Fig.1 The production curve of the main L layer

南海東部A油田L層屬于弱邊水驅動的中孔中高滲薄層砂巖儲層，油田2014年10月投產，隨著滾動評價工作的開展，油田儲量不斷增加，從最初總體開發方案的677×104m3逐步增加至目前的2 025×104m3。但油田生產動態上表現出油藏天然能量不足、地層壓力下降快、產量遞減明顯的特征(圖1)，個別油井供液不足，間歇開發甚至關停，這種情況嚴重影響油田經營。不斷增大的儲量發現鼓舞人心，但原先按照小規模儲量設計且無注水設施的生產平臺如何有效動用需要補充能量開發的大規模儲量是油田開發面臨的嚴峻挑戰。

針對以上問題，在珠江口盆地南海東部A油田創新提出了助流注水的解決思路。助流注水技術是在注水水源評價、油田注水方案研究的基礎上，通過注水管柱工藝的創新設計實現井下的注水開發。原理是利用井下電泵增壓，將地下水源層的水直接注入到壓力較低的開采層中，水源層水不需要到達地面，達到注水開發的目的(圖2)。不需要平臺預留注水工程設施，通過管柱優化實現。

圖2 助流注水技術原理示意圖Fig.2 The principle diagram of self-source closed injection technology

通過調研國內外文獻，自流注水技術在國內外已有應用，但助流注水技術僅在本課題的A油田應用[1-11]。自流注水的特點是利用水源層與油層間的天然壓差實現注水，缺點是壓差、注入量不可控制，也不可監測。本次創新提出的助流注水技術通過井下管柱工藝創新設計，利用電泵增壓和流量測調，實現了井下注水的壓差、注入量控制，同時也可監測。國外沙特的Abqaiq[1]、Zakum[2]、Khafji油田[3]，科威特的Umm Gudair油田[4-5]，國內的平湖油田[6]、惠州25-3油田[7-10]、塔里木油田[11]等都曾實施過自流注水，技術特點是邊遠小油田/缺水的沙漠地區的井組應用、成本低。缺點是無針對性油藏對策及預判方法，井網不適應，工藝管柱簡單，僅能實現自流，注水壓差及注入量不可控制，也不能測試，注水初期地層壓力補充較好，但注水后期注水量下降，效果差。可見，目前國內外的該類注水技術尚不成熟，仍有多項關鍵技術需攻關。

為此，在注水水源評價的基礎上，定量表征相控模式下的壓力場，制訂針對性的搶救式注水方案，并研發了助流注水工藝管柱及井下數據監測系統。主要創新點及亮點如下：①綜合沉積微相識別、地質統計學反演、地質建模方法，利用信號與系統分析方法確定井間連通關系，修正靜態地質屬性模型，準確表征壓力場，并首次提出壓力衰竭通道，制訂了針對性搶救式注水方案；②創新研發了多功能助流注水工藝管柱，實現了變流量注入、定期酸洗、閉式注入環境下的水質監測、注入水量測調、水源層返排清井及產水能力測試等多種功能，同時可以保障井下設備的安全穩定運行；③助流注水技術實現了海上生產平臺無注水工程預留情況下的注水開發，規避了海上平臺空間、設施等不能滿足人工注水的條件限制，迅速及時地補充地層能量，節約了海上平臺擴甲板、地面水處理設備的成本，具備低成本、實施周期短、注水效果好的巨大優勢。

創新研發的助流注水技術滿足了平臺無注水工程預留油田通過井下注水補充地層能量、提高采收率的要求，為類似海上油田的低成本高效注水開發開辟了一條新途徑。

1 注水水源評價

南海東部A油田注水可選水源[12-13]有海水、生產污水、地層水3種。

1.1 海水

注海水是海上油田的特色之一，水源獲取方便，但海水中的溶解氧、細菌及懸浮物顆粒等物質，可造成注水工藝設施、注水井甚至地層結垢、腐蝕、堵塞等損害，需配套設備對海水進行處理，需要增加脫氧塔和真空泵兩項主要設備。因脫氧塔尺寸巨大(高18 m，直徑3 m左右)，需穿越兩層甲板，而目前南海東部A油田平臺空間有限，剩余空間分布零散，沒有空間安裝尺寸巨大的脫氧塔，因此，不推薦使用海水作為注水水源。

1.2 生產污水

在南海海域不存在生產污水全部回注的環保要求，但目前生產污水僅有1 000 m3/d，短期無法滿足回注水量要求。生產污水處理還會增加額外的處理設備(除油器)和額外的水處理成本。因此，不推薦使用生產污水作為注水水源。

1.3 地層水

南海東部A油田注入層L層上部和下部分有J、M兩個水體較大的水層。注地層水外來離子少，細菌等微生物含量少，水質一般較好，且地層水屬于相同的水型。結合室內實驗的配伍性分析和敏感性分析，地層水水質滿足注入要求。

南海東部A油田A19H井對J22層試抽(圖3)，計算采液指數約為800 m3/(MPa·d)。表明水層能量充足，滿足水源層要求。

圖3 A19H井試抽Fig.3 The pumping test of A19H

綜上所述，南海東部A油田注水水源推薦采用地層水，平臺改造工作量較小，實施周期較短，需增添設備少，費用投入較小。

結合水質配伍性實驗研究結果，A油田的J、M兩個水源層的水與注入層的水均具有良好的配伍性，滿足注水水質要求。

2 定量壓力場表征及搶救式注水方案

2.1 定量壓力場表征

通過精細地質油藏研究，南海東部A油田L層的主要沉積微相類型三角洲前緣的水下分流河道、河口壩，北側和西側分別有弱邊水供給，壓力下降較慢，而東側和南側為巖性尖滅，無能量補充，壓力下降快，導致沿物源方向形成壓力衰竭通道。壓力衰竭通道受沉積相分布、開發井生產干擾、天然能量補償等共同作用，綜合沉積微相識別、地質統計學反演、精細地質建模和系統辨識等分析手段和方法，在沉積條件約束下，定量表征壓力場變化(圖4)，在能量補充方案中轉注井(及轉注順序、轉注時機)的選擇時參考“通道”的存在而優先轉注、及時補充，制訂搶救式注水方案[14-17]。

2.2 搶救式注水方案

結合壓力場表征，制訂搶救式注水方案(圖5)。

(1)在衰竭通道末端區域，優先開展閉式注水。

圖4 定量壓力場表征流程Fig.4 The quantitative characterization process of pressure field

圖5 搶救式壓力恢復方案設計Fig.5 The designed pressure recovery plans

處于衰竭通道末端的兩口井A19H、A13H，能量損失最嚴重，采取搶救式恢復措施，優先閉式注水，補充地層能量。

(2)主體區剩余潛力小的老井適時轉注。主體區開采時間長，采出液量多，對剩余開采潛力相對小的A2H、A5H、A10H等老井轉注，及時補充能量，滿足老井提液需求。

(3)后期增加轉注井數，完善注采井網。根據工程進度及油田調整方案進展，逐步完善注采井網，適時轉注A4H、A14H、A20H等井，最終可提高采收率10.53 %。

在相控模式下的壓力場表征基礎上，進行針對性的搶救式注水方案設計，用小步快跑、快速迭代、壓制成本的開發策略既使油田擺脫了產量險境，又在低油價時期減少了大規模經濟投資，大幅提高了油田總體經營效益。

3 助流注水管柱及井下數據監測系統

3.1 助流注水工藝管柱及功能

當水源層的壓力充足時，利用水體較大、能量較充足的水源層的水直接注入到需要補充能量的油藏中，以補充油藏壓力。當水源層的壓力不足時，可以采用助流注水，即利用井下電泵增壓，將水源層的水直接注入到需要補充能量的油藏中，以補充油藏壓力。這兩種情況下，水源層水都不需要到達地面，不需要平臺預留注水設施，通過管柱優化實現，達到注水開發的目的。水源層在上、吸水層在下時[圖6(a)]，可以采用第一種工藝實現助流注水，實現L層的注水；反之，當水源層在下、吸水層在上時[圖6(b)]，可以采用第二種工藝實現L層的注水。

圖6 助流注水管柱Fig.6 The pipe string of self-source closed injection

1為上接頭； 2為套筒；3為本體；4為固定水嘴； 5為可調水嘴；6為下接頭；7為O型密封圈組成圖7 流量調節器Fig.7 The flow regulator

研發的助流注水工藝管柱具有變流量注入[18]、定期酸洗、閉式注入環境下的水質監測、注入水量測調、水源層返排清井及產水能力測試等多種功能。①變流量注入功能：增壓設備采用寬頻高揚程設計，注入量可根據需要實時變頻調節，提高揚程來實現注入量的提高；②定期酸洗功能：管柱設計時充分考慮了井口酸化工況，注入量下降時在井口加入酸化藥劑即可，簡便易操作；③閉式注入環境下的水質監測功能：可根據需要打開連接至井口的取樣管線閥門，井口在線取水樣，不影響助流注水，通過水樣分析，監測注入水水質情況，避免因井下水質變化造成堵塞；④井下數據監測及注入水量測調功能(圖7)：主要包括地面監測部分及測調工作筒，通過單芯電纜監測注入壓力、溫度及流量，通過測調工作筒實現注入水量測調，最大注水量為3 000 m3/d，壓力工作范圍為0～40 MPa，溫度工作范圍為0～125 ℃；⑤水源層返排清井及產水能力測試功能：注入能量下降，若懷疑水層防砂問題等異常工況，通過開關2#滑套(1#滑套保持關閉)可實現水源層返排及測試；通過預置電纜方式，實現了載波供電的遠程控制和井下流量、壓力、溫度參數傳輸[19]，獲取井下工況參數實時資料，為助流注水動態分析提供數據支持。

3.2 井下設備穩定運行保障技術

通過研發過滑套外側的線纜保護工具[20](圖8)，利用中間保護管固定在滑套出入口的外側，用于保護線纜的線纜通過孔，具有結構簡單、使用方便的特點，其主要優點是有效防止滑套出水孔對電泵電纜、信號電纜的直接沖蝕；滑套外電纜保護工具與滑套提前在陸地裝好，可以減少現場操作。通過管卡將中間保護管固定在滑套上下兩端的油管短節上，有效地保護了井下線纜，保障井下設備的安全穩定運行，可廣泛應用于石油工業需要對過滑套外側的線纜進行保護的井下管柱中。

圖8 滑套外電纜保護工具Fig.8 The cable protection tool through the sliding sleeve

4 助流注水實施效果

南海東部A油田目前已現場實施兩口注水井，其中A19H井2016年9月開始注水。A13H井2017年1月開始注水；A19H、A13H井注水后周圍井組受效顯著(圖9、圖10)，主要表現在：①壓力明顯回升。鄰井地層壓力整體回升2 ～ 3 MPa，單井的泵入口流壓回升0.88～ 3.2 MPa。②井組增油效果明顯。截至2018年底， A19H日注水1 130 m3/d，累積注水80.04×104m3，井組初期日增油90～220 m3/d，井組累積增油15.8×104m3。A13H日注水950 m3/d，累積注水71.4×104m3，井組初期日增油65 m3/d，井組累積增油17.4×104m3。可見，通過兩口井的注水進行能量補充，維持了整個油層的能量平衡，并且周圍井組受效顯著。同時，大大節約了平臺擴甲板、地面設備的成本。

圖9 助流注水實施井組Fig.9 The well group of self-source closed injection

此外，助流注水技術在南海東部海域得到進一步推廣應用。X稠油油田平臺未預留注水工程，且平臺空間有限，若實施地面人工注水，需要擴甲板，實施周期2年以上，耗費成本3 000萬元以上。利用研發的助流注水技術，直接將下部的熱水層注入到目標油層，水源層水不需到地面，成本僅耗費鉆井及工藝管柱費用，并有效縮短了注水實施周期，及時補充地層能量，保障了油田的持續穩產。X油田于2018年3月實施1口助流注水井，日注水約 405 m3/d，注水后周圍油井不同程度見效，截至2018年底，累積注水量為8.3×104m3，井組初期日增油88 m3/d，累增油量為6.96×104m3。以Y井為例，注水后產油量及產油量均明顯上升，初期日增油65 m3/d，受效顯著(圖11)。助流注水技術取得了良好的應用效果。

圖10 注水受效油井增油效果Fig.10 The production curve of the effected oil well

圖11 X油田Y井生產曲線Fig.11 The production curve of Y well in X oilfield

5 結論

針對南海東部在平臺無注水工程預留的情況下實現注水開發這一亟待解決的技術挑戰，創新研發了低成本、高效的助流注水技術，具有變流量注入、定期酸洗、閉式注入環境下的水質監測、注入水量測調、水源層返排清井及產水能力測試等多種功能，實現了平臺無注水工程預留條件下的注水開發。油田采用助流注水后，受效井組的單井采油量增加明顯，地層能量得到有效補充，取得了很好的開發效果。通過高效助流注水技術，可以在較少的投資和工作量內，較大幅度地提高油田采收率，對于海上弱邊底水能量油藏、低滲透薄油藏具有廣泛的推廣意義。