杜河泉，邹信波，陈瑜，杨光 （中海石油 （中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067）

西江油田群包括XJ23－1/24－3/30－2三个油田，位于中国南海海域，是中海油海洋石油开采对外联合开发较早的一批油田之一。在XJ24－3/30－2油田合作中后期，“杀鸡取卵”式的开发策略，不仅降低了油田采收率，而且给生产管理遗留了一系列问题。为此，对西江油田群开展了一系列的综合治理工作。

1 开发过程中面临的问题

随着西江油田群进入特高含水期，油管高速冲刷、管外水窜、出砂严重等问题集中显现出来，导致油套管穿孔、油层砂埋、电泵寿命短、复杂修井与高套压高危井增多等一系列复杂情况。对西江油田群开发过程中面临的问题进行梳理分析，是对其开展综合治理的首要课题。

1）综合含水高，单井日产油量低，关停井多 西江油田群目前投入开发探明地质储量14016×104m3，累计采出原油7050×104m3，采出程度52.43%，综合含水95.32%。目前油田有46.25%的井日产油不足80m3，有81%的井日产油不到21m3。尤其是在合作开发期间盲目追求高速开采形成的油井油套管冲蚀断裂等造成许多井无法修复，有时常关井比例高达15%；回归自营后依然存在8%的关井率，加上XJ23－1油田步入特高含水开发阶段，从而形成了西江油田群 “一高一低一多”的生产格局，即综合含水高，单井日产油低，关停井多。

2）套管穿孔，造成修井多，复杂修井比例高 西江油田群由于原油溶解气中二氧化碳含量相对较高，普遍存在CO2腐蚀问题，加上高流速 （最高流速达3m3/min）冲蚀，造成油、套管冲蚀、穿孔，致使井下作业工作量增加，复杂修井比例逐年升高，从而修井费用居高不下。

3）油井出砂，筛管及电泵机组失效机率高 西江油田群主力含油层系新近系韩江组埋深较浅，成岩作用差，油砂胶结疏松，临界出砂门槛低，高速开采的过程中出砂不可避免。高速开采的现实需求使得油井出砂对防砂筛管构成挑战，防砂筛管的寿命受到考验。高排量携砂对泵壳、泵体、保护器等都造成明显的冲蚀，从而引起电泵失效。

4）外排水量大，井口压力高，造成平台能耗高 西江油田群合作开发期间，外方追求高液量高速开采，电潜泵排量逐年升级，一变多控系统 （即一台变频器可切换至多台电潜泵）难以实现单井产液量精确调控，客观上形成了西江油田群普遍井口压力高的格局。同时，大液量开采对油田地面设备的稳定运行提出了很大的挑战，巨量的地面水处理量，除增大了污水排海含油率外，还增大了对地面生产管线的负担 （增加了对管线材料的冲蚀腐蚀强度），最终形成油田回归自营前平台能耗高的结果。

5）造成潜在油田采收率的损失 油田开发中后期，大液量开采成为保证产量的主要手段，这也为老西江油田带来了10年的高产稳产。但从长远来看，超大液量开采势必会造成油藏开采速度过快，加速底水锥进，影响油田最终采出程度 （若一直沿用高采液采油速度模式，采收率损失将超过5%～8%）。

2 综合治理技术分析与对策

西江油田群的综合治理，必须立足于西江油田群油藏地质、钻完井、井下作业、生产历史及现阶段特点，必须针对油田进入特高含水期后开发生产过程中暴露出来的问题，尤其是要抓住在前几年超高液量生产过程中对油田生产管理中带来的负面影响。抓主要矛盾，制定合理的开发技术策略，对原有的追求高采液采油速度理念及时做出调整，避免油田整体采收率的损失。同时，分析油田作业成本偏高的具体原因，找出具体对策，扭转油田作业费整体偏高的不利局面，力争实现油田生命周期的最优化开采。

2.1 调整开发策略，适当降低采液速度，优化生产

从2010开始，通过研究及充分论证后决定对产液量进行回调，使高于2860m3/d液量的油井逐渐回调到2860m3/d以下。因单井含水普遍较高，数值模拟结果表明，回调液量后对油田总的产油量影响不大。液量优化后，既可以减少井下油管穿孔冲蚀的发生，减少问题井数，提高生产时率，同时部分井液量回调，也可以降低能耗，实现节能减排。从采出程度与含水率相关的 “S”型曲线也可以看出，低采液速度可以使曲线向右趋缓，从2010年开始 “降低单井产液量，避免采收率损失”的尝试见到初步成效，若一直坚持适当采液速度开发可以在一定程度上保证最终采收率最大化，而且泵型可以在2860m3/d单井产液量基调上作进一步优化尝试。

针对大排量泵生产带来的种种负面效应，XJ24－3、XJ30－2层状油藏存在纵向非均质性的具体特征，在不降低原油产量的基础上，更换油田主导泵型，将平均单井液量控制在2500m3/d左右，最高单井液量不超过3000m3/d。从长远上看，低采液采油速度开采，对油田的开发生产具有以下意义：①检泵周期延长，电潜泵平均寿命将得到提高；②井下作业工作量减少；③作业费用将有所降低。

2.2 珍惜井筒资源，提高有效生产井数

西江油田群原有井槽68个，从2006年至2010年在XJ30－2和XJ24－3平台陆续增加了井槽12个，再增加井槽的空间很小。目前西江油田群侧钻井眼达180多个，侧钻时防碰难度大，而且侧钻井增油效果存在不确定性，增油难度大。因此，从现有井筒 “捞油”反而成了成本低、见效快的重要增产手段。

现有井筒增产措施包括常关井的修复、定向井过路油层补孔、分层开采井滑套开关层功能的恢复、套损井跨接管机械堵水以及砂埋失效井清砂和重新完井。通过这些手段可以有效增加生产井数，提高单井产油量。

1）大修井技术攻关成效显著，常关井修复取得突破 西江油田群生产管柱的打捞往往存在鱼顶断裂、电缆及电缆卡子掉落环空、上部套管损坏出砂掩埋、封隔器心轴拔断后需要套铣打捞等现象。XJ30－2－B14井复杂大修技术攻关突破、XJ24－3－A9井常关井修复及创新大修总包模式，不仅成功救活两口 “死井”，而且节约了大笔投资，同时为其他同类井的修复在技术和管理上提供了很好的借鉴。

2）低效井治理 西江油田存在的产油量低、综合含水高等低产低效井，严重影响西江油田产量建设的现象。根据基础数据整理、井况分析及可采储量评估，从技术上论证增产措施可行性。对不同原因造成的低效，采用不同的技术进行解决。对于电潜泵排量与地层产能不匹配、排量过小引起的低效井，技术上的解决方案是换大排量泵，充分发挥储层潜能；对于近井筒地带污染造成的堵塞，通过模拟试井分析后了解井筒表皮，判断污染程度，酸化解堵、深穿透射孔等措施是解除堵塞的重要手段。由于套管破损引起非产层出水而造成的低效，治理措施相对复杂，首先对套损井段查漏，之后采用超长跨接管沟通油藏暴露井段 （套管射孔井段或水平井裸眼段）与电潜泵吸入口，使地层来液 “绕过”管外出水段，从而从根本上排除了管外水窜入对油井生产的影响。

2.3 加强电潜泵管理，提高检泵周期，节约成本，降低能耗

西江油田油藏储层物性好，单井产液量高，大排量电潜泵应用十分广泛。但随着电泵排量的逐渐升高，油藏出砂越来越严重，加之油藏温度高，生产井检泵周期短的问题非常突出。电潜泵失效的原因主要有：电机故障，保护器失效，泵轴卡死，电缆穿越器击穿等。对出现故障的电潜泵需要有针对性的解体检测及失效根源分析，并根据拆泵得出的结论、油藏特征以及油井结构特点，在电潜泵的电气、机械及材料方面做改进/升级工作。

在电泵的技术管理上采取了以下措施保障其运行时效：①成立专门的电潜泵工程工作组；②依据井况精心进行电潜泵选型设计；③严把电潜泵安装质量关并实现电潜泵的启动/关停最优化；④做好日常生产动态监测分析，随时优化电泵/油井运行工况；⑤故障电潜泵解体检测和失效根源分析及改进并对电潜泵供应商引入竞争机制。

在电泵的材质管理上同样采取了有效的保障措施：①电潜泵外壳材料优化升级；②电潜泵马达轴承衬套及马达保护器的升级改造；③泵体升级改造。采取这些措施后，泵的磨损状况得到大幅改善。

3 综合治理方案实施效果

在充分技术论证后，细化现场实施方案，精心组织施工过程，达到了预期效果。综合治理方案实施后，整个油田群面貌焕然一新。

3.1 开发策略调整后，单井产液量得到优化，问题井数大幅减少

针对原来不合理产液结构，逐井梳理，将高于3000m3/d液量的油井逐渐回归到3000m3/d以下；在保证油藏需求的同时，使油井和泵运转在合理区间内。根据这一要求，对符合条件的单井泵工况进行了优化方案拟合。通过对优化方案的实施，单井产液量得到控制，XJ24－3/30－2油田2011年油井液量分布与2009年相比，2860m3/d以上生产井数由27口 （50%）减少到9口 （16%），3180m3/d以上生产井数由13口 （24%）减少到4口 （7%）。随着生产液量的优化，井下油管穿孔冲蚀的发生也随之减少，出问题的井数相应减少。加上上修时间的缩短，XJ24－3/30－2油田2011年综合生产时率损失下降了4.15个百分点，仅此一项增加的产量达到10×104m3。

3.2 实现电潜泵精细化管理后，修井工作量下降，作业费用降低

西江油田群电潜泵管理实现精细化后，电潜泵寿命逐年延长，电潜泵运转天数由2009年的491.5d延长到目前的687d以上；每年的检泵井数明显逐年下降，修井工作量由2009年的28井次、2010年的22井次减少到2011年的15井次。每井次的作业费用按99.5万美元 （含材料费）计算，每年可节约4423万元 （与2010年相比）。另外，由于检泵周期的提高，躺井数的降低以及综合生产时率损失的下降使得原油产量受益。据统计，2011年井下设备故障仅影响产量1.86×104m3，和2010年相比，相当于检泵周期提高后多贡献原油2.1×104m3。

3.3 形成低效井治理系列增产措施，增油效果显著

西江油田群综合治理方案中，低效井治理是跟产量任务相关的重要一环，从5口典型井的治理效果统计来看，日增油超过320m3，含水下降4个百分点，其中水平井分段酸化的XJ23－1－A08H井含水下降9%，低效井治理年增油14.135×104m3，创造显著的经济效益。

4 结语

西江油田群综合治理以来，包括产液量的调整以及其他一系列的针对性措施，使整个西江油田群的躺井率由最高10.7%下降为4%，对综合生产时率的损失降低了3.45个百分点，电潜泵寿命从小于2a上升到大于2.5a，油井设备故障关停与2010年同比减少了42.8%，年度减排120×104m3，多产油10×104m3，全油田超产22×104m3。

西江油田群综合治理吹响了南海东部海域特高含水老油田综合治理的号角，大量的成果及宝贵经验不仅为其他类似油田打下了坚实的基础，而且重要意义还在于合作油田回归自营后，中海油的工作者充分发挥主人翁的责任感、使命感，精心经营自己的家园，使得一个经过 “杀鸡取卵”过度开发过程的老油田又焕发了青春，油田的产量不但没下降，还使得采收率最大化有了保障，油田的生命周期得到延长，只有真正地贯彻科学开发油田的理念，才能建成百年老店的中国海洋石油。

［编辑］ 苏开科