王宇 呂洋 張星 李育陽

摘 要：勝利海上目前已投入開發(fā)的區(qū)塊位于埕島油田主體構(gòu)造西翼，主力含油層系為明化鎮(zhèn)組、館陶組，區(qū)塊地層膠結(jié)疏松、油稠、單井產(chǎn)能低、生產(chǎn)易出砂。目前區(qū)塊能正常生產(chǎn)的單井開發(fā)效益差。油田區(qū)塊注采同步、保壓開發(fā)，避免因注水滯后導(dǎo)致原油粘度升高而增加開采難度。同時水平井注水工藝開始應(yīng)用較為成熟的籠統(tǒng)合注方式。主要采用連續(xù)桿螺桿泵與進(jìn)口抽電泵結(jié)合的舉升方式。進(jìn)口電泵配套一對一變頻控制柜，優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)；較低粘度可用國產(chǎn)電泵。定向井主要采用擠壓充填+高速水充填復(fù)合防砂，試驗大斜度定向井裸眼完井工藝。水平井采用裸眼礫石充填防砂，分支水平井采用掛濾防砂。

關(guān)鍵詞：海上油田；單井開發(fā)效益；水平井工藝；舉升方式

1 開發(fā)特征

1.1油藏有一定天然能量，但不充足通過測壓資料可知，每采出1%地質(zhì)儲量地層壓力下降1MPa。（1）油井產(chǎn)能低，采油速度低。單井日油能力較低，導(dǎo)致整個區(qū)塊采油速度低，最高采油速度僅1.5%左右。（2）油藏開發(fā)效果差從含水與采出程度曲線可看出，區(qū)塊含水上升較快，投產(chǎn)近十年采出程度僅6%左右，遠(yuǎn)達(dá)不到海上高速高效開發(fā)要求。

1.2開采難點(diǎn)。當(dāng)時防砂工藝主要采用掛濾和循環(huán)充填，舉升方式主要采用潛油螺桿泵和國產(chǎn)電泵，投產(chǎn)后單井產(chǎn)能低、生產(chǎn)中易出砂、檢泵周期不足兩年，有3口井甚至投產(chǎn)未成功。

1.2.1 注水滯后導(dǎo)致原油粘度增加。區(qū)塊跟常規(guī)區(qū)塊一樣注水滯后開發(fā)，則地層能量下降后會導(dǎo)致地層脫氣，使原油粘度升高，進(jìn)一步增加開采難度。（1）對油層保護(hù)要求更高。敏感性：海上儲層敏感性資料較少，大多 區(qū)塊未開展敏感性試驗。根據(jù)五敏實驗結(jié)果：無鹽敏、弱水敏、中等酸敏、中等速敏。針對弱水敏，在油層保護(hù)上主要采用防膨劑；針對中等酸敏，盡量不實施酸化，如有酸洗，則應(yīng)對酸液配方進(jìn)行優(yōu)選；針對中等速敏，需要控制油井的生產(chǎn)壓差和注水井的注入速度。（2）粘溫特性。具有較強(qiáng)粘溫特性，即粘度會隨著溫度的變化會出現(xiàn)粘度性能的很大差異。（3）原油乳化。外來液體進(jìn)入儲層后，會和原油形成新的混合體系，原油中的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)等天然活性物質(zhì)以及外來液體中活性劑會造成油水乳化，乳化液相對于純油、水流體來講，對巖石的弱親水表面上分布的粘土礦物有更強(qiáng)的剪切破壞和攜帶能力。因此原油乳化后會造成更嚴(yán)重微粒運(yùn)移，使產(chǎn)量下降。

1.2.2 滲流阻力大，防砂舉升難。區(qū)塊巖石膠結(jié)疏松，地層砂粒度細(xì)，部署采用水平井、分支水平井及大斜度定向井，油層段裸眼篩管完井，給防砂工藝應(yīng)用帶來難度。原油粘度高、井斜大，井筒原油舉升難。調(diào)研勝利陸地油田，淺層大斜度井舉升工藝未成熟配套。

2 高效開發(fā)配套技術(shù)應(yīng)用探索

2.1 試采突破低產(chǎn)瓶頸。A井投產(chǎn)Nm73+4單層，砂層厚度14.0m，射孔厚度9.0m，最大井斜角50.98°，該井區(qū)試油資料統(tǒng)計平均地面原油粘度476mPa.s。（1）油層保護(hù)。油層保護(hù)效果是影響井作業(yè)的核心因素，防止乳化與冷傷害是避免原油粘度增加的關(guān)鍵所在。（2）入井液配方：埕北井區(qū)地層水型為碳酸氫鈉，館下段水源井水與地層水接觸不結(jié)垢。此次試采作業(yè)入井液未用近年稠油探井常用的過濾海水+清洗劑，而是優(yōu)選NG7過濾水源井水（配伍、高溫、清潔）+破乳劑+氯化鉀+阻垢劑；過濾精度≤5μm，機(jī)雜含量≤5mG/L，濁度值<20NTU。

2.2 洗井。先用300m3 過濾海水替漿、洗井；替漿后用NaOH 溶液浸泡清洗井筒，同時針對該井井斜較大，要求施工平臺將洗井排量提至1.5m3/miN；再替井筒30m3 水源井水，洗井更加徹底。

2.3 測試聯(lián)作。采用127槍127GH 低碎屑彈負(fù)壓4MPa射孔測試二聯(lián)作，MFE測試閥底帶電子壓力計、機(jī)械壓力計；采用二開一關(guān)工作制度，測試目的是了解地層產(chǎn)能、液性、壓力、溫度及地層參數(shù)。

2.4 防砂工藝。根據(jù)測試聯(lián)作期間地層出砂，采用光油管單層限壓擠壓充填+高速水充填防砂。充填礫石：適度防砂，選用0.425～0.85mm 粒徑卡博陶粒砂。防砂管：早期海上稠油井防砂管擋砂精度60～120μm，很大程度上影響油井產(chǎn)能。目前油井基本采用精密復(fù)合濾砂管，擋砂 精度150μm。區(qū)塊粒度中值0.125mm，沿用精密復(fù)合濾砂管。攜砂液配方：為了避免壓 開Nm73+4的 底水層，擠壓充填防砂采用不交聯(lián)壓裂液；高速水充填防砂采用水源井水。擠壓充填防砂：采用不交聯(lián)攜砂液，施工排量2～2.2m3/miN，泵壓10～15.6MPa，砂比5～50%，加砂23m3。擠壓前地層無漏失，擠壓后地層漏速0.1～0.2m3/H。2.1.3.2 高速水充填防砂：計算炮眼充填系數(shù)為41.1L/m，驗盲管外砂高為8.3m，防砂比較成功。

2.5 電泵完井。采用國產(chǎn)寬流道聚四氟乙烯涂層防垢型電泵（80m3/d-62KW），進(jìn)一步降低稠油流動阻力。為了降低稠油舉升摩阻，完井油管由常用的2-7/8iNEU 改為3-1/2iNNU 油 管，下入化學(xué)注入閥，帶毛細(xì)管測壓裝置。為了防止地層激動出砂，試采配套應(yīng)用變頻控制柜，從35Hz低頻開始生產(chǎn)。但 試 采5天 后取樣含水突然激增至80%-85%，除調(diào)頻（45↓40Hz）外并無有效控水措施。因此稠油井試抽期間應(yīng)注意控制生產(chǎn)壓差，延長低頻生產(chǎn)期，延緩含水上升。雖然油藏發(fā)育不如差，但針對其低產(chǎn)原因重點(diǎn)改進(jìn)，采取得較好效果：累計生產(chǎn)6天，共排液666方，日產(chǎn)液量過百噸，初期化驗含水15～19%，突破了海上稠油單井低產(chǎn)關(guān)。隨著“十二五”館陶組疏松砂巖油藏開發(fā)配套技術(shù)日趨成熟，通過辯證借鑒稀油開發(fā)技術(shù)，集成創(chuàng)新，形成 高效開發(fā)配套技術(shù)，為下步稠油規(guī)模化高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。應(yīng)用稠油高效開發(fā)配套技術(shù)可大幅提高海上稠油單井產(chǎn)能，推動海上稠油開發(fā)進(jìn)程，全力打造繼埕島老區(qū)加密調(diào)整之后又一新的產(chǎn)量增長點(diǎn)。

3 高效開發(fā)配套技術(shù)研究

3.1 注水時機(jī)。在區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)中要提前運(yùn)行，加快地面工程配套，實現(xiàn)區(qū)塊注采同步，保壓 開 發(fā)，避免地層脫氣導(dǎo)致原油粘度增加。

3.2 油層保護(hù)。優(yōu)選基液，推薦使用清潔、具有一定溫度的水源井水；優(yōu)選防膨、防乳化、防垢及防水鎖劑；各添加劑的配伍性研究；根據(jù)動用區(qū)塊最新油樣，繪制海上稠油粘溫曲線，指導(dǎo)入井液 溫度控制，避免油層冷傷害。泥漿堵塞解除技術(shù)；無機(jī)垢堵塞解除技術(shù)。海上復(fù)合防砂油井最大生產(chǎn)壓差可達(dá)6-7MPa，初期平均單井日產(chǎn)液超過70T，無出砂井，應(yīng)用效果較好。下步定向井仍采用目前海上主導(dǎo)復(fù)合防砂工藝。主力層突出，僅2套主力含油小層，研究該區(qū)定向井“大斜度裸眼完井技術(shù)”開發(fā)，實現(xiàn)油藏裸露面積最大化，提高稠油油藏流動性。

3.3水平井。油藏采用水平井、分支水平井完井，可提高油層泄流面積。目前國內(nèi)疏松砂巖油藏分支水平井主要采用裸眼懸掛濾砂管防砂完井，裸眼礫石充填尚無應(yīng)用先例。海上館陶組成功投產(chǎn)三口分支水平井，其防砂方式均為主井眼裸眼懸掛濾砂管完井，分支井眼裸眼完井；三口井投產(chǎn)至今平均單井日產(chǎn)液量98.5T，表明裸眼掛濾防砂技術(shù)的可靠性。因此，分支水平井優(yōu)選裸眼懸掛濾砂管防砂。

參考文獻(xiàn)：

[1] 應(yīng)用稠油開發(fā)新技術(shù)提升稠油開發(fā)效果[J]. 朱磊. 石油石化節(jié)能. 2017（04）