姚為英， 張海勇， 馬 超， 程心平， 史長林， 尹彥君， 張 強

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

圖1 L層開發(fā)生產(chǎn)曲線Fig.1 The production curve of the main L layer

南海東部A油田L(fēng)層屬于弱邊水驅(qū)動的中孔中高滲薄層砂巖儲層，油田2014年10月投產(chǎn)，隨著滾動評價工作的開展，油田儲量不斷增加，從最初總體開發(fā)方案的677×104m3逐步增加至目前的2 025×104m3。但油田生產(chǎn)動態(tài)上表現(xiàn)出油藏天然能量不足、地層壓力下降快、產(chǎn)量遞減明顯的特征(圖1)，個別油井供液不足，間歇開發(fā)甚至關(guān)停，這種情況嚴(yán)重影響油田經(jīng)營。不斷增大的儲量發(fā)現(xiàn)鼓舞人心，但原先按照小規(guī)模儲量設(shè)計且無注水設(shè)施的生產(chǎn)平臺如何有效動用需要補充能量開發(fā)的大規(guī)模儲量是油田開發(fā)面臨的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

針對以上問題，在珠江口盆地南海東部A油田創(chuàng)新提出了助流注水的解決思路。助流注水技術(shù)是在注水水源評價、油田注水方案研究的基礎(chǔ)上，通過注水管柱工藝的創(chuàng)新設(shè)計實現(xiàn)井下的注水開發(fā)。原理是利用井下電泵增壓，將地下水源層的水直接注入到壓力較低的開采層中，水源層水不需要到達(dá)地面，達(dá)到注水開發(fā)的目的(圖2)。不需要平臺預(yù)留注水工程設(shè)施，通過管柱優(yōu)化實現(xiàn)。

圖2 助流注水技術(shù)原理示意圖Fig.2 The principle diagram of self-source closed injection technology

通過調(diào)研國內(nèi)外文獻(xiàn)，自流注水技術(shù)在國內(nèi)外已有應(yīng)用，但助流注水技術(shù)僅在本課題的A油田應(yīng)用[1-11]。自流注水的特點是利用水源層與油層間的天然壓差實現(xiàn)注水，缺點是壓差、注入量不可控制，也不可監(jiān)測。本次創(chuàng)新提出的助流注水技術(shù)通過井下管柱工藝創(chuàng)新設(shè)計，利用電泵增壓和流量測調(diào)，實現(xiàn)了井下注水的壓差、注入量控制，同時也可監(jiān)測。國外沙特的Abqaiq[1]、Zakum[2]、Khafji油田[3]，科威特的Umm Gudair油田[4-5]，國內(nèi)的平湖油田[6]、惠州25-3油田[7-10]、塔里木油田[11]等都曾實施過自流注水，技術(shù)特點是邊遠(yuǎn)小油田/缺水的沙漠地區(qū)的井組應(yīng)用、成本低。缺點是無針對性油藏對策及預(yù)判方法，井網(wǎng)不適應(yīng)，工藝管柱簡單，僅能實現(xiàn)自流，注水壓差及注入量不可控制，也不能測試，注水初期地層壓力補充較好，但注水后期注水量下降，效果差?？梢?，目前國內(nèi)外的該類注水技術(shù)尚不成熟，仍有多項關(guān)鍵技術(shù)需攻關(guān)。

為此，在注水水源評價的基礎(chǔ)上，定量表征相控模式下的壓力場，制訂針對性的搶救式注水方案，并研發(fā)了助流注水工藝管柱及井下數(shù)據(jù)監(jiān)測系統(tǒng)。主要創(chuàng)新點及亮點如下：①綜合沉積微相識別、地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演、地質(zhì)建模方法，利用信號與系統(tǒng)分析方法確定井間連通關(guān)系，修正靜態(tài)地質(zhì)屬性模型，準(zhǔn)確表征壓力場，并首次提出壓力衰竭通道，制訂了針對性搶救式注水方案；②創(chuàng)新研發(fā)了多功能助流注水工藝管柱，實現(xiàn)了變流量注入、定期酸洗、閉式注入環(huán)境下的水質(zhì)監(jiān)測、注入水量測調(diào)、水源層返排清井及產(chǎn)水能力測試等多種功能，同時可以保障井下設(shè)備的安全穩(wěn)定運行；③助流注水技術(shù)實現(xiàn)了海上生產(chǎn)平臺無注水工程預(yù)留情況下的注水開發(fā)，規(guī)避了海上平臺空間、設(shè)施等不能滿足人工注水的條件限制，迅速及時地補充地層能量，節(jié)約了海上平臺擴(kuò)甲板、地面水處理設(shè)備的成本，具備低成本、實施周期短、注水效果好的巨大優(yōu)勢。

創(chuàng)新研發(fā)的助流注水技術(shù)滿足了平臺無注水工程預(yù)留油田通過井下注水補充地層能量、提高采收率的要求，為類似海上油田的低成本高效注水開發(fā)開辟了一條新途徑。

1 注水水源評價

南海東部A油田注水可選水源[12-13]有海水、生產(chǎn)污水、地層水3種。

1.1 海水

注海水是海上油田的特色之一，水源獲取方便，但海水中的溶解氧、細(xì)菌及懸浮物顆粒等物質(zhì)，可造成注水工藝設(shè)施、注水井甚至地層結(jié)垢、腐蝕、堵塞等損害，需配套設(shè)備對海水進(jìn)行處理，需要增加脫氧塔和真空泵兩項主要設(shè)備。因脫氧塔尺寸巨大(高18 m，直徑3 m左右)，需穿越兩層甲板，而目前南海東部A油田平臺空間有限，剩余空間分布零散，沒有空間安裝尺寸巨大的脫氧塔，因此，不推薦使用海水作為注水水源。

1.2 生產(chǎn)污水

在南海海域不存在生產(chǎn)污水全部回注的環(huán)保要求，但目前生產(chǎn)污水僅有1 000 m3/d，短期無法滿足回注水量要求。生產(chǎn)污水處理還會增加額外的處理設(shè)備(除油器)和額外的水處理成本。因此，不推薦使用生產(chǎn)污水作為注水水源。

1.3 地層水

南海東部A油田注入層L層上部和下部分有J、M兩個水體較大的水層。注地層水外來離子少，細(xì)菌等微生物含量少，水質(zhì)一般較好，且地層水屬于相同的水型。結(jié)合室內(nèi)實驗的配伍性分析和敏感性分析，地層水水質(zhì)滿足注入要求。

南海東部A油田A19H井對J22層試抽(圖3)，計算采液指數(shù)約為800 m3/(MPa·d)。表明水層能量充足，滿足水源層要求。

圖3 A19H井試抽Fig.3 The pumping test of A19H

綜上所述，南海東部A油田注水水源推薦采用地層水，平臺改造工作量較小，實施周期較短，需增添設(shè)備少，費用投入較小。

結(jié)合水質(zhì)配伍性實驗研究結(jié)果，A油田的J、M兩個水源層的水與注入層的水均具有良好的配伍性，滿足注水水質(zhì)要求。

2 定量壓力場表征及搶救式注水方案

2.1 定量壓力場表征

通過精細(xì)地質(zhì)油藏研究，南海東部A油田L(fēng)層的主要沉積微相類型三角洲前緣的水下分流河道、河口壩，北側(cè)和西側(cè)分別有弱邊水供給，壓力下降較慢，而東側(cè)和南側(cè)為巖性尖滅，無能量補充，壓力下降快，導(dǎo)致沿物源方向形成壓力衰竭通道。壓力衰竭通道受沉積相分布、開發(fā)井生產(chǎn)干擾、天然能量補償?shù)裙餐饔?，綜合沉積微相識別、地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演、精細(xì)地質(zhì)建模和系統(tǒng)辨識等分析手段和方法，在沉積條件約束下，定量表征壓力場變化(圖4)，在能量補充方案中轉(zhuǎn)注井(及轉(zhuǎn)注順序、轉(zhuǎn)注時機(jī))的選擇時參考“通道”的存在而優(yōu)先轉(zhuǎn)注、及時補充，制訂搶救式注水方案[14-17]。

2.2 搶救式注水方案

結(jié)合壓力場表征，制訂搶救式注水方案(圖5)。

(1)在衰竭通道末端區(qū)域，優(yōu)先開展閉式注水。

圖4 定量壓力場表征流程Fig.4 The quantitative characterization process of pressure field

圖5 搶救式壓力恢復(fù)方案設(shè)計Fig.5 The designed pressure recovery plans

處于衰竭通道末端的兩口井A19H、A13H，能量損失最嚴(yán)重，采取搶救式恢復(fù)措施，優(yōu)先閉式注水，補充地層能量。

(2)主體區(qū)剩余潛力小的老井適時轉(zhuǎn)注。主體區(qū)開采時間長，采出液量多，對剩余開采潛力相對小的A2H、A5H、A10H等老井轉(zhuǎn)注，及時補充能量，滿足老井提液需求。

(3)后期增加轉(zhuǎn)注井?dāng)?shù)，完善注采井網(wǎng)。根據(jù)工程進(jìn)度及油田調(diào)整方案進(jìn)展，逐步完善注采井網(wǎng)，適時轉(zhuǎn)注A4H、A14H、A20H等井，最終可提高采收率10.53 %。

在相控模式下的壓力場表征基礎(chǔ)上，進(jìn)行針對性的搶救式注水方案設(shè)計，用小步快跑、快速迭代、壓制成本的開發(fā)策略既使油田擺脫了產(chǎn)量險境，又在低油價時期減少了大規(guī)模經(jīng)濟(jì)投資，大幅提高了油田總體經(jīng)營效益。

3 助流注水管柱及井下數(shù)據(jù)監(jiān)測系統(tǒng)

3.1 助流注水工藝管柱及功能

當(dāng)水源層的壓力充足時，利用水體較大、能量較充足的水源層的水直接注入到需要補充能量的油藏中，以補充油藏壓力。當(dāng)水源層的壓力不足時，可以采用助流注水，即利用井下電泵增壓，將水源層的水直接注入到需要補充能量的油藏中，以補充油藏壓力。這兩種情況下，水源層水都不需要到達(dá)地面，不需要平臺預(yù)留注水設(shè)施，通過管柱優(yōu)化實現(xiàn)，達(dá)到注水開發(fā)的目的。水源層在上、吸水層在下時[圖6(a)]，可以采用第一種工藝實現(xiàn)助流注水，實現(xiàn)L層的注水；反之，當(dāng)水源層在下、吸水層在上時[圖6(b)]，可以采用第二種工藝實現(xiàn)L層的注水。

圖6 助流注水管柱Fig.6 The pipe string of self-source closed injection

1為上接頭； 2為套筒；3為本體；4為固定水嘴； 5為可調(diào)水嘴；6為下接頭；7為O型密封圈組成圖7 流量調(diào)節(jié)器Fig.7 The flow regulator

研發(fā)的助流注水工藝管柱具有變流量注入[18]、定期酸洗、閉式注入環(huán)境下的水質(zhì)監(jiān)測、注入水量測調(diào)、水源層返排清井及產(chǎn)水能力測試等多種功能。①變流量注入功能：增壓設(shè)備采用寬頻高揚程設(shè)計，注入量可根據(jù)需要實時變頻調(diào)節(jié)，提高揚程來實現(xiàn)注入量的提高；②定期酸洗功能：管柱設(shè)計時充分考慮了井口酸化工況，注入量下降時在井口加入酸化藥劑即可，簡便易操作；③閉式注入環(huán)境下的水質(zhì)監(jiān)測功能：可根據(jù)需要打開連接至井口的取樣管線閥門，井口在線取水樣，不影響助流注水，通過水樣分析，監(jiān)測注入水水質(zhì)情況，避免因井下水質(zhì)變化造成堵塞；④井下數(shù)據(jù)監(jiān)測及注入水量測調(diào)功能(圖7)：主要包括地面監(jiān)測部分及測調(diào)工作筒，通過單芯電纜監(jiān)測注入壓力、溫度及流量，通過測調(diào)工作筒實現(xiàn)注入水量測調(diào)，最大注水量為3 000 m3/d，壓力工作范圍為0～40 MPa，溫度工作范圍為0～125 ℃；⑤水源層返排清井及產(chǎn)水能力測試功能：注入能量下降，若懷疑水層防砂問題等異常工況，通過開關(guān)2#滑套(1#滑套保持關(guān)閉)可實現(xiàn)水源層返排及測試；通過預(yù)置電纜方式，實現(xiàn)了載波供電的遠(yuǎn)程控制和井下流量、壓力、溫度參數(shù)傳輸[19]，獲取井下工況參數(shù)實時資料，為助流注水動態(tài)分析提供數(shù)據(jù)支持。

3.2 井下設(shè)備穩(wěn)定運行保障技術(shù)

通過研發(fā)過滑套外側(cè)的線纜保護(hù)工具[20](圖8)，利用中間保護(hù)管固定在滑套出入口的外側(cè)，用于保護(hù)線纜的線纜通過孔，具有結(jié)構(gòu)簡單、使用方便的特點，其主要優(yōu)點是有效防止滑套出水孔對電泵電纜、信號電纜的直接沖蝕；滑套外電纜保護(hù)工具與滑套提前在陸地裝好，可以減少現(xiàn)場操作。通過管卡將中間保護(hù)管固定在滑套上下兩端的油管短節(jié)上，有效地保護(hù)了井下線纜，保障井下設(shè)備的安全穩(wěn)定運行，可廣泛應(yīng)用于石油工業(yè)需要對過滑套外側(cè)的線纜進(jìn)行保護(hù)的井下管柱中。

圖8 滑套外電纜保護(hù)工具Fig.8 The cable protection tool through the sliding sleeve

4 助流注水實施效果

南海東部A油田目前已現(xiàn)場實施兩口注水井，其中A19H井2016年9月開始注水。A13H井2017年1月開始注水；A19H、A13H井注水后周圍井組受效顯著(圖9、圖10)，主要表現(xiàn)在：①壓力明顯回升。鄰井地層壓力整體回升2 ～ 3 MPa，單井的泵入口流壓回升0.88～ 3.2 MPa。②井組增油效果明顯。截至2018年底， A19H日注水1 130 m3/d，累積注水80.04×104m3，井組初期日增油90～220 m3/d，井組累積增油15.8×104m3。A13H日注水950 m3/d，累積注水71.4×104m3，井組初期日增油65 m3/d，井組累積增油17.4×104m3?？梢?，通過兩口井的注水進(jìn)行能量補充，維持了整個油層的能量平衡，并且周圍井組受效顯著。同時，大大節(jié)約了平臺擴(kuò)甲板、地面設(shè)備的成本。

圖9 助流注水實施井組Fig.9 The well group of self-source closed injection

此外，助流注水技術(shù)在南海東部海域得到進(jìn)一步推廣應(yīng)用。X稠油油田平臺未預(yù)留注水工程，且平臺空間有限，若實施地面人工注水，需要擴(kuò)甲板，實施周期2年以上，耗費成本3 000萬元以上。利用研發(fā)的助流注水技術(shù)，直接將下部的熱水層注入到目標(biāo)油層，水源層水不需到地面，成本僅耗費鉆井及工藝管柱費用，并有效縮短了注水實施周期，及時補充地層能量，保障了油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。X油田于2018年3月實施1口助流注水井，日注水約 405 m3/d，注水后周圍油井不同程度見效，截至2018年底，累積注水量為8.3×104m3，井組初期日增油88 m3/d，累增油量為6.96×104m3。以Y井為例，注水后產(chǎn)油量及產(chǎn)油量均明顯上升，初期日增油65 m3/d，受效顯著(圖11)。助流注水技術(shù)取得了良好的應(yīng)用效果。

圖10 注水受效油井增油效果Fig.10 The production curve of the effected oil well

圖11 X油田Y井生產(chǎn)曲線Fig.11 The production curve of Y well in X oilfield

5 結(jié)論

針對南海東部在平臺無注水工程預(yù)留的情況下實現(xiàn)注水開發(fā)這一亟待解決的技術(shù)挑戰(zhàn)，創(chuàng)新研發(fā)了低成本、高效的助流注水技術(shù)，具有變流量注入、定期酸洗、閉式注入環(huán)境下的水質(zhì)監(jiān)測、注入水量測調(diào)、水源層返排清井及產(chǎn)水能力測試等多種功能，實現(xiàn)了平臺無注水工程預(yù)留條件下的注水開發(fā)。油田采用助流注水后，受效井組的單井采油量增加明顯，地層能量得到有效補充，取得了很好的開發(fā)效果。通過高效助流注水技術(shù)，可以在較少的投資和工作量內(nèi)，較大幅度地提高油田采收率，對于海上弱邊底水能量油藏、低滲透薄油藏具有廣泛的推廣意義。