摘要：A油田是以高凝油砂巖油田，采用注水開發(fā)方式。目前已進(jìn)入低速穩(wěn)產(chǎn)、高含水階段，隨著開采的進(jìn)行，注入、舉升工藝存在諸多問題。本文針對該油田注入、舉升工藝存在的問題，開展了深入的研究工作。注入工藝方面：多級分注管柱、多級分注管柱防彎配套工藝、測調(diào)聯(lián)動工藝、密閉循環(huán)洗井工藝;舉升工藝方面：化學(xué)加藥冷采工藝、空心桿熱線工藝、電熱油管采油工藝，均勻?qū)崿F(xiàn)了大規(guī)模的現(xiàn)場推廣應(yīng)用。

關(guān)鍵詞：高凝油;注入;舉升

1 地質(zhì)概況

A油田高凝油區(qū)塊1971年發(fā)現(xiàn)，1986年開發(fā)，油藏埋深1350m～3720m，中孔中高滲砂巖油藏，該塊高凝油具有以下四個特點(diǎn)：含蠟量高，一般為30～45%，最高達(dá)53.52%;凝固點(diǎn)高，一般為42℃以上，最高達(dá)67℃;析蠟點(diǎn)高，一般為54～61℃;蠟熔點(diǎn)高，一般為58～75℃。

2 開發(fā)歷程及開發(fā)現(xiàn)狀

A油田高凝油區(qū)塊經(jīng)歷了四個開發(fā)階段：上產(chǎn)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、遞減階段、低速穩(wěn)產(chǎn)階段。

（1）上產(chǎn)階段（1984-1988）：能量開發(fā)及籠統(tǒng)注水階段，壓力保持水平18.0MPa，單井產(chǎn)量44.1t/d，兩年內(nèi)建產(chǎn)能200×104t;

（2）穩(wěn)產(chǎn)階段（1988-1994）：實(shí)施全面注水，簡單分注階段，原油產(chǎn)量穩(wěn)年均產(chǎn)油220×104t，地層壓力穩(wěn)定在16MPa，含水上升快，年均上升7.4%;

（3）遞減階段（1994-2002）：多元化、細(xì)分層系注水階段，產(chǎn)量年均自然遞減率為24.9%，壓力年均下降0.8 MP;

（4）低速穩(wěn)產(chǎn)階段（2002-目前）：優(yōu)化注水、多級分注階段，年均采油速度0.53%，壓力水平保持在28.9%-59.2%，年均綜合遞減率為8.4%。

截止目前，油井總數(shù)994口，開井692口，日產(chǎn)油1881t/d，綜合含水82.9%，水井?dāng)?shù)345口，日注水11037m3/d。

3 開采中注入、舉升工藝存在的問題

（1）井筒舉升中原油析蠟?zāi)淘斐捎途疅o法正常生產(chǎn)

高凝油開采過程中，受油品性質(zhì)的影響，自噴井及抽油井管柱結(jié)蠟現(xiàn)象嚴(yán)重，常常造成管柱堵死、油井停產(chǎn)現(xiàn)象。

（2）注水井分注和分層測試遇到的問題

由于層間矛盾突出，導(dǎo)致分注井管柱出現(xiàn)彎曲現(xiàn)象;分注井?dāng)?shù)和分注層段多，分層測試和動態(tài)調(diào)配的工作量較大;由于井筒死油影響，注水井分注和進(jìn)行分層測試受到很大影響，分注管柱遇阻及測試下井儀器遇阻現(xiàn)象頻繁發(fā)生。

4 注入工藝技術(shù)研究

隨著注水層間矛盾日益突出，為實(shí)現(xiàn)注好水的目標(biāo)，實(shí)施細(xì)化注水等注水技術(shù)。

（1）多級分注工藝管柱

2018年引進(jìn)偏心多級分注管柱，并研究改進(jìn)，在Φ139.7mm套管及Φ177.8mm套管井推廣應(yīng)用，最高分注級數(shù)達(dá)6級6層。目前油田共有分注井320口，三級以上分注井146口，占分注井的45.6%。管柱組合：GY341封隔器+偏心配水器+坐封反洗閥，配套鎳磷鍍油管及配水器。

（2）多級分注管柱防彎配套工藝

隨著多級細(xì)分注水技術(shù)的規(guī)模實(shí)施，由于層間矛盾突出，在Φ177.8mm套管井出現(xiàn)了管柱彎曲問題。管柱彎曲不僅造成注水井投撈、測試不成功，影響注水工作的正常開展，還會使井下封隔器解封，導(dǎo)致注水井的分注工作失效。針對注水管柱彎曲問題，研究配套了防彎工具并優(yōu)化了管柱組合，現(xiàn)場應(yīng)用下拉式防彎錨及4″油管防彎措施效果較好。2018年以來累計(jì)實(shí)施43口井，管柱彎曲的現(xiàn)象得到緩解。

（3）測調(diào)聯(lián)動工藝

為減少測試工作量，提高分注水平，引進(jìn)測調(diào)聯(lián)動注水工藝。該套工藝實(shí)現(xiàn)層段測試、分層配注、地面可控、數(shù)據(jù)采集自動化，不僅縮短動態(tài)調(diào)配周期，而且提高了分層配注效果。2019年現(xiàn)場應(yīng)用測試27口井，測試成功率100%，層段合格率達(dá)到97%，對比常規(guī)測試有大幅提高。

（4）密閉循環(huán)洗井工藝

針對井筒死油影響，解決辦法主要采用大排量熱洗管柱，近年引進(jìn)密閉循環(huán)洗井工藝，清除管柱死油影響。

設(shè)備構(gòu)成：電加熱裝置、兩級旋流除砂器、高效低阻液-液旋流除油器、臥式聚結(jié)沉降器、一級深床過濾器、二級精細(xì)過濾器及兩套氣動加藥裝置。

5 舉升工藝技術(shù)研究

高凝油田進(jìn)入中高含水期后，加強(qiáng)了以高凝油冷采冷輸、深抽提液和提高抽油機(jī)井系統(tǒng)效率為主要內(nèi)容的采油工藝技術(shù)研究。采油方式以抽油機(jī)、螺桿泵、電泵為主，抽油機(jī)方式中冷抽、加藥冷抽、空心桿熱線、電熱油管并存。

（1）常規(guī)冷采工藝

日產(chǎn)液高于20噸，含水超過90%的多數(shù)高凝油井，井口出液溫度保持在34℃以上，可以實(shí)現(xiàn)冷采，配合定期熱洗可保持長期連續(xù)冷采。通過提液等措施，增加油井產(chǎn)液量，擴(kuò)大了常規(guī)冷采井的規(guī)模，目前高凝油區(qū)塊已有324口井實(shí)現(xiàn)了常規(guī)冷采，占高凝油總井?dāng)?shù)的45.5%。

（2）化學(xué)加藥冷采工藝

針對產(chǎn)液量在10噸以上、含水在50%以上的高凝油井，通過套管環(huán)空點(diǎn)滴加藥，與油層產(chǎn)出液混合，利用藥劑潤濕分散作用，減小混合液的流動阻力，防止凝固，實(shí)現(xiàn)冷采。最大應(yīng)用規(guī)模達(dá)到84口井，年累節(jié)電量700萬度以上。

（3）空心桿熱線工藝

該工藝2015年開始試驗(yàn)應(yīng)用。2016年開始在油田得到規(guī)模推廣應(yīng)用，到2018年采用該工藝的總開井?dāng)?shù)255口，日產(chǎn)液2248噸，日產(chǎn)油1046噸，綜合含水53%。

（4）電熱油管采油工藝

2016年3月引入，很好地替代了閉抽及部分熱線生產(chǎn)方式。在應(yīng)用過程中，先后進(jìn)行了絕緣短節(jié)、接觸器、高壓密封器等研究改進(jìn)，獲得多項(xiàng)國家專利。到2018年現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模達(dá)到196口井，目前有82口井。

作者簡介：

張健，男，工程師，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事采油工藝方面的研究工作.