彭永剛 李巍巍 周廣玲 鄭學(xué)成 馬志權(quán)

（大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院）

隨著我國油田開發(fā)的不斷深入，主力油田相繼進(jìn)入高含水開采期，當(dāng)生產(chǎn)井含水率超過98%，就不具備經(jīng)濟(jì)開采價值[1-2]。大慶油田主力區(qū)塊綜合含水率超過95%，部分油井含水率超過97%，大量產(chǎn)出水無效循環(huán)，地面水處理規(guī)模呈級數(shù)增長，導(dǎo)致能耗大幅度上升，開發(fā)效益變差，舉升、集輸及處理設(shè)備投入成本和運行費用不斷增加，環(huán)保問題日益突出。油井因含水率上升接近經(jīng)濟(jì)開采極限，造成關(guān)井停產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻[3-4]。經(jīng)過多年開發(fā)，大慶油田的注采關(guān)系已基本完善。在現(xiàn)有技術(shù)條件下，注水井和采油井之間的地層儲量可以實現(xiàn)有效驅(qū)替；但是在采油井與采油井之間仍存在大量的未波及區(qū)，在大慶油田有超過10×108t 剩余儲量因缺少經(jīng)濟(jì)有效的驅(qū)替方式而無法動用[5-6]。因此，減少地面采出水量，提高未波及區(qū)的動用程度，降低開發(fā)成本已成為特高含水油田經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵問題。

井下油水分離同井注采技術(shù)可以在井下對采出液進(jìn)行油水分離，既可以大幅度降低地面采出水量，又可以用分離出的水對地層剩余儲量進(jìn)行驅(qū)替，可以有效延長油田經(jīng)濟(jì)開采期限。

1 井下油水分離同井注采系統(tǒng)組成

1.1 基本結(jié)構(gòu)與原理

井下油水分離同井注采系統(tǒng)見圖1，依次由脫接器、采出螺桿泵、水力旋流器、保護(hù)器、聯(lián)軸器、注入螺桿泵、封隔器等組成。

圖1 同井注采系統(tǒng)Fig.1 Injection and production system in the same well

水力旋流器作為井下油水分離同井注采系統(tǒng)的核心部件，位于采出螺桿泵和注入螺桿泵之間，其結(jié)構(gòu)見圖2。地層高含水率采出液從水力旋流器的切向入口進(jìn)入旋流腔，形成高速旋轉(zhuǎn)的渦流。由于油水兩相介質(zhì)存在密度差異，發(fā)生離心分離，密度較輕的油被擠至軸心，從溢流出口排出；密度較重的水被甩至旋流腔邊壁，從底流出口排出，從而實現(xiàn)油水分離。整套工藝先分離地層流體，再分別通過兩臺螺桿泵增壓，既有利于保證密封性能，又避免了產(chǎn)生乳化現(xiàn)象，可以提高水力旋流器的分離效率。

圖2 水力旋流器結(jié)構(gòu)Fig.2 Hydrocyclone structure

井下油水分離同井注采系統(tǒng)利用一套抽油桿同時驅(qū)動采出螺桿泵與注入螺桿泵，采出螺桿泵為正旋向，運轉(zhuǎn)時自下而上對采出液進(jìn)行增壓，并舉升至地面；注入螺桿泵為反旋向，運轉(zhuǎn)時自上而下對回注液進(jìn)行增壓，并回注至地層。兩臺旋向相反的螺桿泵可以相互平衡軸向作用力，進(jìn)一步提升管柱運行的穩(wěn)定性和可靠性。

脫接器是同井注采系統(tǒng)的配套工具，包括上接頭和下接頭兩部分，工作過程中既要承受軸向拉力，還要傳遞扭矩驅(qū)動采出螺桿泵，工作極限扭矩要達(dá)到1 700 N·m 以上。在完井過程中，下接頭連接在采出螺桿泵轉(zhuǎn)子上端，預(yù)置在螺桿泵定子內(nèi)下入井內(nèi)，油管下入至預(yù)定位置后，連接上接頭與抽油桿柱的下端，并經(jīng)由油管下入井內(nèi)，與下接頭對接。

聯(lián)軸器用于傳動、調(diào)整注入螺桿泵偏心運轉(zhuǎn)對工藝管柱的影響。保護(hù)器的作用是傳動、承載注入螺桿泵運行時產(chǎn)生的上頂力，上頂力通過軸承傳到油管，最終傳到井口，提升了同井注采整體工藝的可靠性。針對注采層位較多的試驗井，研制出多層封隔工藝管柱，利用多級封隔器、采出器和配注器等工具，對地層進(jìn)行封隔，可實現(xiàn)地層間交互注入和采出的應(yīng)用需求，并可以根據(jù)實際應(yīng)用需求，簡化為采上層注下層、采下層注上層、采兩端注中間等多種封隔形式。

1.2 技術(shù)優(yōu)點

該技術(shù)能夠大幅降低地面采出液量，緩解地面水處理壓力，降低由污水處理帶來的運行維護(hù)成本和安全環(huán)保風(fēng)險；能夠通過地下回注替代常規(guī)注水驅(qū)替，將地面無效循環(huán)轉(zhuǎn)化為油藏內(nèi)部有效驅(qū)替動力，改變并增加驅(qū)替方向，擴(kuò)大波及體積，提高區(qū)塊產(chǎn)油量和最終采收率；可以使含水率超過98%的采油井繼續(xù)經(jīng)濟(jì)有效開采，能夠延長特高含水采油井經(jīng)濟(jì)開采期。

2 結(jié)合油藏工程重構(gòu)驅(qū)替關(guān)系

2.1 井網(wǎng)驅(qū)替關(guān)系

油田投入開發(fā)初期，地層能量充足，油井依靠地層巖石和流體的彈性變形就可以自噴生產(chǎn)。隨著開采時間的延長，地層能量不斷減小，就必須依靠機(jī)械采油才能將地層流體舉升到地面[7-8]。同時，為了補(bǔ)充地層能量，提高油藏的采收率，需要部署注水井進(jìn)行注水驅(qū)替，眾多油井和水井就會構(gòu)成井網(wǎng)[9-10]。大慶油田油藏面積大、延伸性好，滲透率較高的薩中、薩北部分層系在開發(fā)初期采用行列井網(wǎng)，一些分布不規(guī)則、延展性差的層系和需要加強(qiáng)注水的層系通常采用面積井網(wǎng)。

面積井網(wǎng)中的五點法注水原驅(qū)替關(guān)系見圖3。注水井和采油井之間是主要的驅(qū)替方向，注采井連線附近區(qū)域可以得到有效的驅(qū)替，剩余油儲量較低，而在油井和油井之間，由于沒有受到有效的波及，因而有大量剩余油未被采出。

圖3 原驅(qū)替關(guān)系Fig.3 Original displacement relationship

2.2 驅(qū)替關(guān)系的重新構(gòu)建

要將采油井之間的剩余儲量開采出來，就必須對現(xiàn)有的注采井網(wǎng)進(jìn)行改造，重新構(gòu)建新的驅(qū)替關(guān)系。常用的手段有增加注水井、油井轉(zhuǎn)注水井等，雖然也可以達(dá)到擴(kuò)大波及體積、提高采收率的效果，但是會增加鉆井成本，減少采油井?dāng)?shù)量，經(jīng)濟(jì)性較差。

針對以上問題，將井下油水分離同井注采技術(shù)與油藏工程結(jié)合。依托油藏工程，優(yōu)選試驗區(qū)塊，進(jìn)行精細(xì)地質(zhì)分析，明確剩余油分布狀況及井間連通關(guān)系，重新構(gòu)建注采關(guān)系，改變注入水驅(qū)替方向，擴(kuò)大波及體積，在降低地面產(chǎn)水的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步提高區(qū)塊采收率。

以圖3 的井網(wǎng)為例說明：將試驗區(qū)塊內(nèi)的地層劃分為2 套層系，并進(jìn)行封隔，關(guān)停中間的注水井，將4 口采油井調(diào)整為同井注采井，2 口采下層注上層，2 口采上層注下層，4 口試驗井形成縱向環(huán)狀的相互驅(qū)替關(guān)系。改造后的新驅(qū)替關(guān)系見圖4，即在油井和油井之間構(gòu)建了新的驅(qū)替關(guān)系，對原有井網(wǎng)的未波及區(qū)有顯著的驅(qū)替作用，擴(kuò)大了波及體積，實現(xiàn)了剩余儲量的有效開發(fā)。

圖4 新驅(qū)替關(guān)系Fig.4 New displacement relationship

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 試驗?zāi)康?/h3>

以井下油水分離同井注采為手段，實現(xiàn)油層產(chǎn)出水井下循環(huán)，減少井筒出水規(guī)模，降低污水處理和回注費用，減少地面注水系統(tǒng)建設(shè)規(guī)模，實現(xiàn)一井多能，以較少井?dāng)?shù)達(dá)到多井點、多層段采注，井間層間互注互采，增加連通方向及受益方向，擴(kuò)大波體積的功效；構(gòu)建井筒與油藏連通體，實現(xiàn)能量循環(huán)利用，改善油藏開發(fā)指標(biāo)，驗證地質(zhì)工程一體化技術(shù)的經(jīng)濟(jì)可行性，為特高含水油田后期經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)探索新的模式。

3.2 選井條件

根據(jù)井下油水分離同井注采工藝特點，試驗區(qū)塊應(yīng)滿足以下條件：地層滲透率高，層間連通性好，注入層和采出層之間的隔層厚度大于1.5 m，固井質(zhì)量合格，機(jī)組以上井段井斜角小于20°，全角變化率小于3°/30 m，套管無變形，日產(chǎn)液量40 m3以上，含水率大于95%，地層不出砂，產(chǎn)氣量小。

3.3 試驗井情況

根據(jù)同井注采技術(shù)選井條件，在大慶油田某高含水區(qū)塊選取了4 口高含水關(guān)停井開展現(xiàn)場試驗，選定井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1 所示。措施前，4 口試驗井均為籠統(tǒng)采油井，實施同井注采后，將原有的采出層劃分為上下2 層，其中2 口井采上層注下層，2 口井采下層注上層，層間連通性較好，可以建立相互驅(qū)替關(guān)系。

表1 選定試驗井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Tab.1 Basic data of selected test wells

3.4 試驗結(jié)果

4 口采油井平均運轉(zhuǎn)周期350 d，試驗井平均日產(chǎn)液9.3 m3，比措施前下降89.3%，日產(chǎn)油0.38 t，含水率95.9%，比措施前下降4 個百分點。累計產(chǎn)油528.5 t，地面采出液量12 985 m3，實現(xiàn)了特高含水關(guān)停井復(fù)產(chǎn)，同時保證了該區(qū)塊注采關(guān)系的完整性。措施后試驗井生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表2。

表2 措施后試驗井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.2 Production data of test wells after measures

同井注采技術(shù)單井投入大約需要13 萬元，現(xiàn)場試驗4口井，投入費用52萬元。按原油2 300元/t 計算，則4 口井增油效益為121.6 萬元。地面污水處理費用按11.2 元/m3計算，則4 口井水處理費用為14.5 萬元。綜合效益為55.1 萬元?？梢?，該技術(shù)具有良好的經(jīng)濟(jì)開發(fā)效益。

4 結(jié)論

1）利用油水密度差異，在井下對地層高含水采出液進(jìn)行油水分離，并分別進(jìn)行舉升及回注，大幅降低地面采出液量，打破了常規(guī)單采單注的開發(fā)模式。

2）將井下油水分離同井注采技術(shù)與油藏工程相結(jié)合，重新構(gòu)建注采井網(wǎng)，降低了鉆井、采油、注水等開發(fā)成本，增加了新的驅(qū)替方向，擴(kuò)大了波及體積，提高了區(qū)塊采收率。

3）通過井組現(xiàn)場試驗，驗證了井下油水分離同井注采技術(shù)與油藏工程相結(jié)合的可行性，實現(xiàn)了高關(guān)井組經(jīng)濟(jì)復(fù)產(chǎn)，為延長特高含水油田經(jīng)濟(jì)開采期限提供了新的思路。

4）下步將持續(xù)優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)，提升工藝可靠性，進(jìn)一步延長管柱運行壽命；擴(kuò)大試驗規(guī)模，建立區(qū)塊應(yīng)用優(yōu)化設(shè)計方法，開展技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評價。