浅谈分层注水工艺在大港埕海油田开发中的应用

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[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，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2014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

至9月底共实施了6口井，最大井斜43.76°，分注封隔器最大下深3263m，分注有效期最长531天。分注封隔器均采用SPAR封隔器，套保封隔器7″套管采用SRH插入式封隔器，其他尺寸套管采用PHP封隔器，并通过5口井共测调了8井次，均能够满足地质配注需求，可以展开应用。

3.4 压控开关分注技术大胆试验

针对井斜50°的注水井开始尝试应用压控开关技术，现场试验获得了成功，该技术由分注管柱携带压控开关配水器下井至设计位置，先坐封封隔器后，在地面控制井口压力大小，向井筒内传递压力码，根据设定的压力码控制各压控开关配水器注水阀的开、关及开度大小，以此来调配各层注水量。

其技术特点是：（1）通过地面压力码控制调节各层段注水量，可任意操控任何一层压控开关配水器的开启、关闭及开启大小操作，无层位和次数限制；（2）无需钢丝投捞或电缆起下作业，降低了安全风险和人工劳动强度；（3）适应直井、大斜度井及水平井多级多段等分层注水需求。

其技术参数是：1.适应井斜： ≤90；2.管柱最大外径：φ115mm；3.管柱内通径：φ44mm；4.工作压力： ≤35MPa；5.工作温度： ≤120℃；6.适应井深： ≤4000m；7.管柱有效期：≥2年；8.分注层段：满足两层及以上层段套保分注要求。

压控开关分注技术实现了井斜>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： 44～46.

[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： 48～49.

[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.