采油工程低成本工藝技術體系的探索與研究

王廣輝

勝利油田孤島采油廠，中國·山東 東營 257231

1 引言

孤島采油廠作為勝利油田陸上產油第一大廠，已為國家累積貢獻原油2億噸。經過50多年的開發，老油區開發陣地不斷縮小，生產水油比急劇上升，有效資源接替不足，開發成本不斷增加，高耗、低效矛盾不斷凸顯，效益穩產難度日益加大。為此，孤島采油廠深刻分析研究老油藏開發各個領域的矛盾點、平衡點、滲透點，在矛盾中求生存，在平衡中找效益，在滲透中尋發展，打造了三大工藝技術體系：抓源頭降本構建井筒重建技術體系、抓效益提升打造長效防砂技術體系、抓綠色低碳探索稠油冷采技術體系，從井筒重建到儲層改造到降粘舉升，完善了一體化治理工藝技術體系，從理論探索到技術實踐，均取得了有效進展。

2 原因分析

2.1 是老油田高質量發展的需要

目前，老油田面臨著注汽、注聚開發兩大主力開發方式投入規模飽和、投入成本高等問題，嚴重制約著老油田的開發。須與時俱進地更新開發理念，調整開發思路，在延長油田經濟壽命期的前提下，制定以“低成本工藝支撐”為目標，制定可持續開發戰略，實現高效開發。

2.2 是老油田可持續開發的需要

面對一系列的生產矛盾，孤島油田要想取得長效、穩定發展，就必須轉變現有開發理念，打破思維禁錮，立足綠色低碳可持續開發目標，找準低成本開發與儲量有效動用的切入點、突破口，依靠工藝技術創新，結構優化調整，不斷提升油氣主業的價值創造能力，實現效益的最大化和企業保持盈利的可持化。

3 主要做法

3.1 核心技術強力支撐，實施井筒重建技術體系，以“增”儲拓陣地

孤島油田經過50年的開發，套變井逐年增多、套損井存量較大，導致靜態井網不完善，儲量失控嚴重。同時，調流線轉井網區塊調整重建規則井網，油水井歸位需求大，受工農關系影響新井規模有限。針對開發轉型井網調整與低成本需求，工藝技術不斷創新突破，快速適應轉型發展新要求，形成了井筒重建低成本工藝技術系列，保障轉型順利實施。

打通道下小套技術，根據套變程度分類實施套管內、套管外打通道下小套技術，針對輕微套變井實施管內修套后打通道下小套；針對套變嚴重井配套導斜器，實施管外打通道下小套。

水力噴砂解堵技術，加大了水力噴砂解堵低成本技術在套損、長停井治理上的應用，大修治理后雙層套管、小井眼等井況存在常規射孔后存在低液、欠注問題，配套高穿透能力的水力噴砂解堵技術，有效解除地層壓實傷害、泥漿污染，擴大炮眼附近滲流面積。開窗定向換井底技術，大修配套鉆井定向技術，按預先設計的方向和軌跡定向鉆進一個新井眼，實現低成本下調流線轉井網，目的：提高方案符合率和中靶率[1]。

攻關擴眼技術，提升固井質量，利用水力擴刀將裸眼擴大到預期尺寸，保障了小套管順利到位，增大了環空厚度，方便了固井施工，增加了水泥環厚度，提高了固井質量。

開窗側鉆技術，針對側鉆下小直徑套管井套管內通徑小導致常規防砂、采油工藝配套難度大的問題，攻關取換套裸眼鉆進技術，保證套管尺寸，降低后期采油工藝配套難度及成本。同時研制了自動替漿固井裝置，實現了準確頂替，免鉆塞，保障固井質量，優化了水泥漿配方，提升水泥環質量，改進了注漿設備，完善了注漿程序，從這幾個方面切實提升了小套管固井質量，解決了因管外串導致油井高含水、水井分注分不開的問題，在最大程度盤活低效無效資產，恢復失控儲量。

通過實施井筒重建技術體系，加大老井側鉆力度，攻關了拔套管擴眼、水平井管外充填防砂、水力噴砂解堵、深度返排等鉆、完井配套技術，側鉆井技術體系逐步形成。側鉆井由之前年均完鉆8口增加到2021年完鉆47口，投產16口，累產油0.8萬噸，治理套損、長停井71口，增油1.2萬噸，平均單井日油水平5.4噸，為轉井網工作提供了強大的低成本技術支撐。同時大力推行市場化運營模式，以“目標同向、合作雙贏”為原則，深化對外合作承包，與石油工程技術研究院等單位強強聯手，引智引腦，探索低效區塊、單元和單井穩步提效新路子。開展了中二中館5稠油區塊承包、孤南206—214區塊增量承包、低效井治理風險合作等項目，累計增效35萬元。

3.2 高強高滲高效返排，實施長效防砂技術體系，以“控”儲保穩定

隨著井筒重建工程不斷擴大，大修下小套、側鉆井逐年增多，泥漿污染導致供液能力變差以及剩余油挖潛對象轉變后，儲層物性條件逐年變差的突出問題，工藝技術樹立了“解、穩、防、排”一體化治理的理念，以返排技術為切入點，清除近井地帶堵塞，配套穩砂、防砂工藝，確保儲層、充填層、防砂篩管多級多界面滲流能力穩定，配套防排轉換技術，降低后期維護成本，打造防砂高效長效工程[2]。

返排技術，解除近井地帶堵塞，針對單層、低壓漏失井（壓力系數＜0.83）配套氮氣逐級返排技術；在混排管柱上安裝智能氣舉閥，從油套環空注入氮氣，通過智能氣舉閥進入油管，將管內流體分段舉升至地面，井筒內形成負壓，達到地層解堵返排的目的；同時還能提高對新層的認識。今年以來氮氣逐級返排解堵71井次，單井返排時間長達7.4小時，解堵后壓力下降2.1MPa。累計優化新投方案24井次，減少無效投入240余萬元。旋轉射流空化脈沖解堵技術，針對多層長井段、水平井引進旋轉射流空化脈沖解堵技術，套管注入氮氣，利用工具產生的空化和脈沖作用，在近井地帶形成空化低壓區，達到負壓返排實現均勻解堵。

防膨穩砂技術，抑制微粒運移，延緩堵塞，泥質膠結物和粉細砂之所以運移，主要原因是入井液和地層水造成水化膨脹破壞了砂巖結構，進而造成泥質運移，通過雙季銨鹽在黏土、粉砂表面多點吸附后引發的電性中和以及晶層收縮起到防膨和穩砂作用。

3.3 拓展資源接替陣地，實施稠油冷采技術體系，以“擴”展增動能

采油廠秉承沒有解放的思想，就沒有技術的創新，沒有技術的創新，就沒有效益的攀升的理念，實施了稠油降粘技術攻關和集成應用，形成了具有孤島特色的熱采堵調和冷采降粘吞吐配套的新技術，開展了綠色低碳可持續開發模式的先河，將高能耗向綠色低碳轉變，實現高投入向低投入轉變，為稠油轉型冷采穩產增效打下了堅實的基礎[3]。

微生物降粘吞吐技術探索，通過向地層注入微生物菌液、激活劑或代謝產物，利用微生物及其代謝產物的協同作用，達到降低原油黏度，改善流動性能、提高洗油效率的目的，今年以來在具有一定能量的低液低含水稠油井現場應用32口井，累計增油8000余噸，投入產出比1：2.5。LPA降粘體系探索，LPA為高分子聚合物，具備水相增粘、油相降粘、降低界面張力、改善儲層滲流能力的作用，通過開發方式的轉變，改善單井生產等措施，達到單井降粘增效，提高采收率和經濟效益的目的。

4 幾點認識與思考

第一，老油田開發轉型打造低成本工藝技術體系，持續強化技術配套增效，工藝技術水平不斷提升，集成應用了高效防砂技術，完善了稠油機采長效舉升技術，壓減低效、無效工作量，在多提有效液、多增效益油方面進一步優化，提高投入產出比，使得老油田上產提效再發展。

第二，老油田開發轉型打造低成本工藝技術體系，在今后的發展中需要充分借助大數據信息平臺和智能化技術，持續深化研究，拓展應用領域，使得老油田優化調整促長效。