適應低滲透油田的采油工藝技術措施分析

郝曉練 楊博 賀洋

延長油田股份有限公司志丹采油廠 陜西 延安 716000

1 低滲透油田的特點分析

低滲透油藏的特點主要是低滲、低豐度、低產能、低孔，我國低滲透油田在傳統(tǒng)的開采過程中，主要存在的問題有地面系統(tǒng)布置不規(guī)范、綜合含水量高、原油產量低等，影響了低滲透油藏的開采效率，開采難度也比較大。低滲透油藏的開采過程中，需嚴格控制石油流體的流動速度，低滲透油藏中油層巖石的發(fā)育規(guī)模小、膠結物的含量高，造成儲層中原油的物性差，這就會直接影響低滲透油藏開采過程中的開采效率和開采質量，容易造成原油的浪費。

2 低滲透油田采油工藝技術措施分析

采油工藝技術的種類也呈現出多樣化，取得了很大的進步，采油工藝技術已經逐漸的向著人工改造儲層采油技術、微生物采油技術、復雜井采油技術方面發(fā)展，尤其是低產井產能恢復，下面介紹幾種目前最為常用的采油工藝技術

2.1 智能間開技術

研究區(qū)規(guī)模應用智能間開520口，占總井數的38.0%，占5m3以下井的50.9%，形成了可復制可推廣的智能間開技術模式，為全油田智能間開規(guī)模快速推廣提供示范引領。與間開前相比，年耗電量下降539萬度/年，節(jié)電率40.2%；修井作業(yè)下降31井次/年；測試費下降9.0萬元；用工人數下降10人；年產出經濟效益698.4萬元，如圖1所示。

圖1 實施井整體效益對比

同時，建成智能油井間開示范區(qū)，覆蓋低產井646口，達到間開井聯(lián)動、閉環(huán)、自適應管控，在智能間開管控平臺實現群控管理和狀態(tài)監(jiān)控，當年累計節(jié)電137.2×104kW·h，節(jié)約費用82萬元，機采系統(tǒng)效率由22.5提高至23.2%。

為了加快水平井排液，在頁巖油平臺推廣寬幅電潛泵排液工藝，累計應用12口井，目前在用11口，日均排液量達82.5m3。適合水平井初期大排量排液。相對于普通整筒泵，見油周期由94天下降至25天，新井能夠快速見效。但也有不足的地方，比如伴生氣對泵效影響大。氣油比高，泵效下降，電量單耗增加，建議選井氣油比≤120m3/t。對井眼軌跡要求高。電潛離心泵長度＞20m，最大外徑118mm，通過時狗腿度不能大于（7°）/30m。針對研究區(qū)大平臺、多井從的特點，建設無桿采油示范區(qū)，對平臺31口井進行智能化無桿螺桿泵配套，為采油工藝技術提供新思路。

表1 智能油井系統(tǒng)應用前后效果對比

2.2 短周期井長效治理技術

針對井筒腐蝕、結垢、偏磨等特點，明確了短周期井五項治理技術配套標準，形成了“三結合、三優(yōu)化、三不入井”井筒精細管理方法。按照集中整治、連片治理的思路，短檢泵周期井較去年同期減少165口，占開井數的比例由18.3%下降到13.5%，與實施前對比：修井作業(yè)下降274井次/年，增油量903噸/年；年產出經濟效益658.8萬元，考慮折舊殘值552.6萬元，投資回收期1.49年；預計維護作業(yè)頻次降低0.51井次/（口·年），檢泵周期延長165天。

2.3 低產井間抽工藝技術

2023年計劃間開2.8萬口，實際完成29043口，其中常規(guī)間開16848口，智能間開12195口，占比42%，3.0m3以下低產油井基本實現全間開，形成了多個智能間抽示范區(qū)。實施后，平均泵效增加12.9%、系統(tǒng)效率增加3.7%，單井日耗電下降29.3kw.h，全年減少用電1.26億元。結合油田自身特點，圍繞“間抽制度模型、綜合管控模式”兩個方面，持續(xù)打造群控云計算主體技術模式。建立制度和調度模型，如圖2所示。持續(xù)完善2項關鍵算法，確保產量最高、用電最少。制度自尋優(yōu)，進一步形成與產量、區(qū)塊、油藏相結合的間抽制度制定優(yōu)化方法，錯峰開關井，建立與管道運行、光伏發(fā)電、階梯電價等因素相結合的調度模型。

圖2 間抽制度模型

通過建立“云、邊、端”協(xié)同叢式井群智能綜合管控平臺，實現了對“間抽執(zhí)行率、節(jié)電情況、機采指標、經濟效益”的整體監(jiān)控和分析。間抽生產全過程的生產動態(tài)監(jiān)測與預測、工藝指標分析決策，油井自動啟停控制及智能錯峰開關井、關鍵核心指標邊緣計算。針對建設、運行過程中存在的共性問題，明確了一項數據傳輸標準，建立了技術、施工、管理三項規(guī)范，形成了智能間開建設的標準體系。

2.4 井筒綜合治理技術

機械采油技術實現了從簡單到精細、從能用到好用、從單一到系統(tǒng)的進步，井筒治理從單防單治升級為綜合治理技術體系，適應于機械采油技術體系逐步豐富定型。

（1）油管桿綜合防磨技術體系

豐富聚乙烯內襯油管加過渡短接、耐磨防腐涂層油管、鎢合金防腐抽油桿三大防磨技術體系，針對不同井況采取個性化設計優(yōu)化思路，合理選用、分類治理，井筒偏磨得到長效治理。偏磨故障頻次2022年與2021年相比由0.14下降至0.12井次/（年·口），年減少作業(yè)96井次，如圖3所示。

圖3 2019—2022年偏磨故障情況

（2）井筒清防蠟技術體系

形成由化學清防、物理清蠟、涂層防蠟三項工藝為主體的井筒清防蠟綜合技術體系，如圖4所示。建立分級管理制度，不斷優(yōu)化清蠟助劑投加、科學規(guī)范熱洗工藝、重點配套內涂層防蠟油管，治理井結蠟周期由97天延長至222天，持續(xù)有效，并實現當年降控助劑93噸、減少熱洗244井次，節(jié)約成本139萬元。

圖4 熱洗工藝分類

（3）套損防治技術體系

堅持控增量、降存量、防治結合的總體思路，從新投配套、老井完善、已治理井防護三個階段做好預防，新增套損井由30口/年下降至18口/年，實現新增動態(tài)清零；通過產量分級、優(yōu)化選井、創(chuàng)新暫堵降漏治理工藝，套損井產能恢復率76.4%，平均單井日恢復產油1.2t，形成套損防治結合管理體系。

2.5 大平臺無桿舉升技術

按照“高效、安全、智能”目標，堅持技術和管理一體化設計理念，改進完善了濕接頭和柱塞泵，明確了井下工況診斷和地面建設標準，制定了作業(yè)指導意見和作業(yè)技術規(guī)范，建成3個投撈電纜式電潛柱塞泵示范平臺。改進油管內投撈電纜濕接頭，針對濕接頭緣容易失效的問題，通過采取增加腔室密封套、插針敷膜敷管和增強密封圈等措施，提升了電纜濕接頭絕緣性能。改進完善了長柱塞潛油防垢泵，針對部分井井筒垢卡問題，強化泵筒內壁處理工藝，研制“短泵筒、長柱塞”防垢泵，柱塞、泵筒全程貼合摩擦，解決了結垢卡泵問題。形成無桿舉升地面建設標準，配套了單量多通閥、自動加藥裝置、定壓放氣閥和油（套）壓力變送器，實現了油氣水自動計量、井口自動加藥等功能；統(tǒng)一了井下、井口、地面數據采集和傳輸標準，建立了無桿采油智能管理平臺，實現了無人值守和遠程控制。形成工況判識及處置標準，根據井下溫度、壓力變化及機組運行情況，制定油井合理工作制度，形成了活塞卡、氣鎖、供液不足等3種工況判識及處置標準。整體效益如下，耗電量下降14.0萬度/年，節(jié)電率32.5%；測試、車輛費下降2.9萬元；操作人員下降3人；年產出經濟效益91.1萬元，如圖5所示。單井效果如下，抽油泵效提高29.1個百分點，系統(tǒng)效率提高7.6%，百米噸液耗電下降0.63度，維護作業(yè)頻次下降 0.51井次/井.年。

圖5 改造前后整體效益指標對比

3 結束語

通過對適應低滲透油田的采油工藝技術措施的研究，分析影響低滲透油田開發(fā)的技術瓶頸問題，應用各種挖潛增產的技術措施，提高儲層的滲透能力，從而提高單井的產量。經過低滲透油田生產現場的研究，優(yōu)選最佳的生產工藝技術措施，開采出更多的薄差油層的油流，保證油田長期穩(wěn)定的生產能力，促進低滲透油田快速發(fā)展，達到設計的生產能力。