李育阳 王宇 吕洋 张星

摘 要：近年来，根据埕岛油田馆陶组提液、东营组低渗油藏深抽、稠油冷采、馆陶组多油层分层开采、水平井提液的要求，经过多年开发实践，逐步形成相应配套机采技术。海洋采油厂管理七套含油层系，其中：埕岛油田储量占95.2%，主力油层为馆陶组。近年来，通过老区综合调整、逐步完善注采井网、强化注水提高地层压力水平，强化提液工艺配套，年产油量呈现上升趋势。

关键词：海上油田；综合调整；配套工艺；应用

近年来，通过老区综合调整、逐步完善注采井网、强化注水提高地层压力水平，新区坚持滚动开发思路，海洋采油厂年产油量呈现上升趋势，并逐步形成了相应的配套机采技术，本文就胜利油田海上机采工艺状况及发展作了详细论述。

1海上油田工艺概述

（1）馆陶组提液配套机采技术。油层保护技术：过去埕岛油田完井工艺与 EDC 差距较大，近年来埕岛在新老区产能建设中学习EDC 的做法，努力缩小差距。井筒精细清洗：对于大斜度井如果洗井排量、液量不够，则井筒、油管中的泥浆、铁锈、油脂等杂质易进入

地层造成污染，要求洗井液用量不少于 200 方 ， 洗井返出液检测浊度值小于 20NTU 为合格。管柱精细清洗：防砂施工前对充填管柱进行酸洗，减少铁锈、油脂进入地层；尽可能采用新油管施工，避免采用旧油管；必须采用旧油管，上井前要清洗油脂、铁锈、泥土。（2）优化射孔工艺。选用大枪大弹大负压工艺：采用 127 枪127GH 弹、140 枪 140GH 弹，40孔/米，地层负压 4-5MPa，射孔后油气返出明显。进行射孔泵抽测试联作：检查钻井完井期间油层保护水平，测试排液有利于井筒附近泥质及粉细砂排出。（3）高速水充填防砂。该工艺与国外高速水充填防砂工艺相同，先座封防砂封隔器，再丢手，然后充填防砂；可验证管外砾石充填高度，可进行二次补砂作业，施工安全，砂卡防砂管柱几率小；该工艺可提高炮眼及环空砾石充填密实程度，适用于大排量提液等。（4）大泵变频提液。大排量电泵新井配套变频控制柜，根据地层供液情况和生产情况调节电泵频率。（5）控压差开井及生产。新井采用小油嘴配合变频试抽投产，然后逐渐建立生产压差，避免新井一投产生产压差较大引起突发性的大量出砂，严重的砂埋油层，机采井躺井。

2东营组低渗透油藏配套机采工艺

埕岛油田东营组为中低渗油藏，埋深 3000m 左右，储层物性相对较差，孔隙度 10-20%，渗透率 10-100mdc，这类油藏获得高产的关键是做好油层保护工作。优化油层保护技术，入井液基液采用馆下段水源井产出水，油层温度约为 132℃，选用耐高温防水伤害剂，采用

高粘度稠塞洗井，将泥浆等杂质彻底洗出井筒；选用大枪大弹大负压射孔工艺，射孔采用 140 枪 140 深穿透弹负压射孔，16 孔 / 米，孔径17mm，穿深 1300mm，负压 20-25MPa；优化举升工艺，采用耐高温深井防垢电泵，选用 45-60m3/d 小泵深抽。

3海上稠油冷采技术工艺

防砂方式采用绕丝管砾石充填和悬挂滤砂管，举升工艺同时采用了电泵和潜油螺杆泵，馆陶组不动管柱分层采油工艺。分层防砂分层采油分层测试分层注水，油层一次全部射开，分层防砂，分层采油，下入分层测试及采油一体化管柱，后期根据测试结果不动管柱换层开采，实现油井智能完井及管理，完井五项配套技术分为射孔、防砂、分采、分测和举升。

射孔：CB11NC-1 井是 9-5/8in 套管，下层采用 178 枪弹油管传输负压射孔，上层采用正压射孔；防砂是采用分层高速水充填防砂；分采是在 5-1/2in 防砂管柱内管中下入液控胀封分层封隔器，下入液控式滑套开关；分测是每个分采层下一个光纤光栅传感器，可测量分层温度及压力；举升是下 Y 接头双管电泵管柱，测试管柱插至 5-1/2in防砂管柱内管，该项技术实现了海上注采工艺的革命性改进。

4水平井提液配套技术

水平井技术作为提高储量动用率、采收率和开发效益的革命性措施，在海上加密调整中占据重要地位。在海上水平井的实施过程中，配套推广了大排量电泵采液技术、Y 接头双管生产管柱、变频条件下电泵机组配置优化、变频控压差开发生产技术 ， 确保了海上水平井高效开发。（1）大排量电泵采液技术。改善海上平台配电条件，水平井下200-250 方大泵，配套变频控制柜，实现有效提液；采用带导流罩的电泵机组，以加快电机外部井液流速，提高水平井电机散热作用。（2）推广 Y 接头双管生产管柱。该管柱从井口到防砂管柱内管形成了一条工作通道，在不动原井管柱不压井情况下实现连续油管的起下操作，用于水平井生产动态监测、找水、酸化。（3）变频条件下电泵机组配置优化。开展变频条件下电泵机组参数的优化研究，满足不同开发阶段不同频率下油井长期稳定生产。（4）变频控压差开发生产技术。一般水平井用 35Hz 频率小油嘴启泵，控制生产压差在 1MPa 左右，然后频率 3Hz 一个台阶逐步提高产能，油井出砂量控制在 0.02% 以内。

5生产中面临的问题

（1）馆陶组电泵结垢严重，影响油井产能及检泵周期。埕岛油田以海水为主要注水水源，海水矿化度高达 3.37×104mg/l，是地层水的 6 倍，海水中而 Ca2+ 離子含量是地层水的 4 倍，油井见注入水后，易生成碳酸盐水垢堵塞地层，在泵吸入口、导叶轮处产生碳酸盐垢。（2）老平台配电限制提液。目前应用 1050V 的油井有 12 口，今后海上定向井将提液到 210 方，水平井提液到 420 方，需要更大的电机功率及更高的电压等级，目前的平台配电制约了大泵提液开发。（3）电泵井测试资料不足影响电泵优化设计。海上由于安全环保需要，油井环空下有环空封隔器，生产过程中资料录取依靠有限的毛细管测压装置；馆陶组油井采用多油层合采，油藏平面和纵向上差异较大，借鉴邻井压力存在较大的误差；由于不能取得单井准确的测压资料，电泵机组优化配置工作开展困难。（4）SH201 稠油开采面临举升难题。全部采用水平井及分支水平井开发，地质配产 60t/d，稠油区块平均单井产能仅 28t/d，采取哪种举升工艺是个难题。（5）分层采油工艺推广受限于 7in 井眼。目前分层采油工艺只适用于 9-5/8in 套管井，海上油井主要是 7in 套管，分层采油工艺推广受限。

6机采工艺发展方向

埕岛油田中一区剩余可采地质储量大、油井产液量低，注采井网完善、压力保持水平高、水井具有提注潜力，整体具有良好的提液物质基础和潜力。根据数值模拟结果，采用 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时提液，开发效果最优；一次提液与分年度提液效果基本相当，推荐应用分年度提液方式。（1）埕岛主体馆陶组提液开发。（2）主体西北部附近稠油区块开发，地面原油粘度 700-4847mPa.s。（3）东营组低渗透油藏开发。沙河街组，东斜坡地区东营组，油藏埋深 2800-3600m，平均孔隙度为 20%，平均渗透率 100-200×10-3μm2。（4）古潜山油气藏开发。

参考文献：

[1]三位一体化管理降低油井作业频次[J]. 杨小亮.中国石油和化工标准与质量. 201609）

[2]超低渗透油藏井网部署及注采参数优化探讨[J]. 李永涛.中国石油和化工标准与质量. 2017（15）

[3]陕北斜坡东部油藏注采开发的井网选择与整体压裂[J]. 张万军，杨海龙.辽宁化工. 201509）