1、浅谈分层注水工艺在大港埕海油田开发中的应用摘 要埕海油田为典型的疏松砂岩油藏，在开发以来取得了良好的效益，但由于受受地面条件的限制，井型以大斜度井和水平井为主，油水井井斜大、井深、井身结构复杂等原因给工艺技术配套带来了难题，如举升方式选择的局限性，分注工艺技术难度大等，经过近几年的研究实践，分析当前注水存在文件基础上，大胆攻关，强化分层注水工艺，为埕海油田的开发提供了强有力的技术支撑。 关键词分层注水工艺 埕海油田 开发 应用 中图分类号：U261.153 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0371-01 一、 基本概况 大港埕海油田位于渤海湾 0-5m 极浅海地区
2、，由埕海一区和埕海二区两个区块构成。埕海一区主要含油目的层为明化镇组、馆陶组和沙河街组，其特点是含油目的层埋藏深度浅、储层薄、物性好、分布局限且横向变化大。埕海二区主要含油目的层为沙河街组的沙一、沙二段，其特点是含油目的层埋藏深度大、油层物性差、储层薄、横向变化大，典型的疏松砂岩底水油藏，是俗称“水上漂”油田，具有底水能量强、油层薄的特点，油藏含油高度 3-12m，底水锥进明显，为延缓底水锥进，采用水平井开发方式，收到了明显的地质效果，然而由于埕海油田同时具有底水锥进和储层疏松双重开发矛盾，导致第一阶段生产井开发效果不够理想，整体表现为见水早、含水上升快的特点，评述投产中后期的开发效果，用油藏
3、数值模拟进行产能预测，距目标产能有较大的差距，开发形势比较严峻。 截至 2014 年 9 月底，埕海油田共有注水井 32 口，开井 31 口，平均日注水量 1749m3。其中分注井 14 口，开井 14 口，分注率 43.75%，精细化分层注水技术大有可为。 二、当前分注工艺存在的问题分析 2.1 当前分注技术存在局限性 主要表现在三个方面：一是定比例分注井不能测调，目前还有 3 口井采用定比例分注工艺，无法按地质需求对各层进行动态调水；二是对于注水压力高的压控开关分注井无法测调。目前张海 13-26L 井油压21.5MPa，日注水量 15 方，因注水压力高一直未能进行测调，两个配水器均位于全
4、开状态；三是压控开关分注井测调过程复杂，测调时间长。该工艺测调时需要作业队配合，需要上罐、上水、连流程、泵车打压等准备工作，目前两级两段分注井一次测调就需要十多个小时。 2.2 埕海联合站污水水质不达标 埕海联合站投产以来，污水处理系统经过两年多的工艺系统改造，污水水质有所改善，悬浮物含量较投运初期明显下降，基本能够控制在10-15mg/L，但距离注水水质要求还有较大的差距（悬浮物含量5mg/L） 。2.3 低产液井检泵周期短 埕海油田受地面条件和井斜的影响，举升工艺单一，90%以上采用电泵井举升方式，由于常规电泵的额定排量最小是 50 方，对于产液量低于20 方的低产液井，存在系统效率低、能
5、耗高、检泵周期短等问题。近几年来不断开展低产液井举升方式的尝试，但是效果均不理想，往复式潜油电泵、小排量潜油电泵的检泵周期较短，严重影响了检泵周期千天目标的实现。 三、强化分注工艺技术研究 3.1 地面油套分注技术应用 2008 年滩海开发公司遵照“先分开 注的上”的原则，优选了油套分注工艺进行现场试验。通过调研，优选了贝克 SC-1R 插入式封隔器作为分注工具，并根据工具的特点对管柱结构进行了优化。 通过对庄海 8Es-L1、庄海 8Es-L3 井进行现场实施油套分注，最大井斜达到 88.02，封隔器坐封位置 4302m，分注有效期长达 6 年，而且依然持续有效。庄海 8Es-L3 于 20
6、14 年 4 月份进行了检管分注，此次采用了压控开关分注工艺，取得了良好效果。 3.2 创新应用定比例井下分注技术 2011 年股份公司注水管理规定要求注水井必须套管保护注水后，滩海开发公司积极思考，与石油工程院共同研发了定比例配水器，通过定比例分注管柱初步实现了大斜度井两级两段井下分注，但是该工艺通过试注管柱来计算各层水嘴大小，无法实现各层的动态调水。 通过试注测出两注水层段指示曲线，从而计算各注水层段需配水咀尺寸，通过定比例分注管柱来实现分层注水。 2012 年在 5 口井上开展了现场试验，最大井斜 75.9。分注工具均选用 SPAR 钢带封隔器，套管保护封隔器 7 套管选用 SRH 插入
7、式封隔器，5-1/2套管选用 PHP 封隔器。但是由于无法实现动态调水，已经对其中的两口井进行了检管分注。 3.3 应用桥式同心分注技术 为了实现分注井的动态调水，2013 年滩海开发公司针对井斜50的大斜度注水井的两级两段分层注水，并能够实现部分水井测调。至 9 月底，现场成功应用了 4 口井中，最大井斜达到了 88.02，一定程度上解决了埕海油田大斜度井分注的技术难题。 通过压控开关分注测调了 2 口井，测调结果显示各层的注水量能够满足地质配注的需求。 四、结束语 统计埕海油田前期投产井，整体表现见水早、含水上升快，比开发方案预测含水明显偏高，经过后期调整优化实施的产能井，油田综合含水率上
8、升趋势明显减缓，具有显著的阶段性特征。 以油田注水管理规定和油田水处理及注水系统地面生产管理规定为基础，结合滩海实际建立完善注水管理制度和技术标准，经过创新性地采用分注技术攻关，满足细分注和精确测调需求，调整优化后的产能井，一改前期生产井的颓势，整体表现见水晚、含水上升慢的趋势，生产单元产油量较前期明显提高了近百吨，步入了疏松砂岩底水油藏良性开发的正确轨道，初步形成滩海特色的注水管理体系。 参考文献 1王建富，张卫江，刘建锋等.埕海油田底水油藏水平井分段开发与智能采油技术应用展望.中国石油和化工，2011，3： 4446. 2王建富，刘天鹤，甄华强等.埕海油田沙一段泥灰岩油藏水平井开发技术展望.中国石油和化工，2012，5： 4849. 3凌宗发.水平井注水技术研究及应用进展J.石油钻采工艺.2012，32（07）：98-99.
