助流注水技術在渤海油田的應用及效果

鄒德昊，張紹廣，李金澤，盧軼寬，何 濱，阮新芳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300457)

近年來，隨著渤海油田增儲上產的深入推進，以及對注水精細化管理要求的提升，薄層油藏、低滲油藏、巖性小油藏等非主力油藏實現注水開發顯得越來越緊迫。然而，由于海上油田注采井網不完善、平臺剩余井槽等因素限制，這類非主力油藏的產量遞減快而難以維持穩產，最終采收率往往很低。

BZ油田5井區A2M井是一口多分支井，投產后一直處于衰竭開發，地層壓降已達10MPa，采出程度遠低于總體開發方案設計，亟需實施分層注水開發，補充地層能量。但是平臺沒有剩余井槽，并且無可利用的低產低效井，無法實現新鉆或側鉆注水井。本文對國內外的相關注水技術進行調研發現，現有的同井抽注技術均無法實現分層注水和注入量的控制，為了實現和滿足BZ油田5井區注水開發的設想以及相應的注水管理要求，需要相關注水工藝的技術革新和升級改造。

1 助流注水方案的提出

BZ油田5井區面臨的主要問題及需求：①A2M井長期處于衰竭開發，開發效果不理想；②大泵提液是5井區必經的一個開發過程，亟需補充地層能量；③BZ油田A平臺沒有剩余井槽，且無可利用的低產低效井，無法實現新鉆或側鉆注水井；④隨著渤海油田對注水精細化管理標準的不斷提升，分層注水、不動管柱酸化和測試是大勢所趨。對此，提出通過對傳統自流注水管柱進行改造，來實現分層注水開發和對注入量進行控制的注水開發方案。

2 助流注水方案的設計

2.1 目標井選取條件

水源層的選取條件：①物性好、水體大、能量足；②注入水與地層水配伍性良好；③水源層不出砂。鑒于BZ油田A3井為油田水源井，生產層位Ng、E3d2u為組水層，無出砂井史；A3井與A2M井儲層連通性較好，其原為水源井，水體能量充足，高峰日產水1500m3/d；配伍性實驗評價表明，BZ油田地層水與注入水配伍性良好。A3井滿足作為目標水源層的 3個條件。

注水井位的選取條件：①鉆遇注水目的層位，并有射孔；②遠離生產井，靠近砂體邊界。BZ油田A3井鉆遇E3d2LⅡ和E3d3Ⅱ注水層位(圖1)，作為水源井前期關閉注水層位；A3井井位遠離砂體A2M井，靠近砂體邊界。A3井滿足注水井位選取條件。

2.2 技術特點及優勢

該方案將“Y”型管柱工藝與傳統自流注水管柱技術相結合，實現水源層的水經電泵增壓后，經旁通管，邊測邊調工作筒調配注水量后，注入至注水層中，如圖1所示。其工藝特點及優勢：①采用傳統管柱工藝，工藝可靠性高；②電泵增壓，注入量可以調控；③可視化調配注水量，調配效率高；④可實現分層注水和不動管柱酸化、測試。

圖1 A3井“Y”管式助流注水管柱圖 Fig.1 Diagram of“Y” tubular flow-assisted water injection string of well A3

3 現場應用效果分析

按照方案設計，渤海海域第一口“Y”管式助流注水井BZ-A3井于2019年3月正式投注，投注2周后，注水受益井A2M井日產液量即出現緩慢上升；投注2個月后，A2M井含水快速下降，日增油達到20m3/d，井底流壓呈現出穩中有升的態勢。該井助流注水效果如圖2所示。

圖2 A2M井助流注水后產液量變化曲線 Fig.2 Fluid production curve of well A2M after water injection

截至2020年1月，助流注水技術實施后，A2M井地層壓力恢復0.41MPa，累增油0.33×104m3，自然遞減率由2.1%下降至1.7%，如圖3所示。數模預測結果表明，助流注水可使BZ油田5井區累增油2.05×104m3，提高采收率2.3%，創造直接經濟效益約合人民幣0.23億元(按油價30美元/桶)，節省新鉆注水井費用0.35億元。

圖3 A2M井助流注水后的生產曲線 Fig.3 Production curve of well A2M after water injection

4 結論

①首次在渤海海域實現“Y”管式電泵增壓助流注水技術的同時，配合邊測邊調工具，滿足了注入量的“可控、可測、可調”的需求，有效提升了注水精細化管理水平。

②“Y”管式電泵增壓助流注水技術，可滿足注水井分注和不動管柱酸化、測試等需求，有效地拓展了助流注水技術的適用范圍，對海上邊際油田的注水開發具有重要意義。