压电控制开关分注技术提高注水效果的探索与实践

2011-11-16宋祖厂盖旭波刘扬窦守进孙桂玲张乐

石油石化节能 2011年7期

关键词：笼统大港油田动用

宋祖厂盖旭波刘扬窦守进孙桂玲张乐

（大港油田采油工艺研究院）

压电控制开关分注技术提高注水效果的探索与实践

宋祖厂盖旭波刘扬窦守进孙桂玲张乐

（大港油田采油工艺研究院）

大港南部油田层系多，层间矛盾突出，层间剩余油潜力高，为提高注水开发效果和低渗油藏的动用开发程度，开展了压电控制开关分注工艺技术先导试验。实践证明实施分注工艺技术能够提高低渗透油田的注水开发效果和注入水利用率，减少无效、低效注水，达到了节能降耗的目的。

注水分注压电控制开关节能降耗

大港油田东临渤海，地跨津、冀、鲁，勘探开发总面积达18 716 km2，其中滩海2 758 km2，石油资源蕴藏量超过20×104t，天然气资源蕴藏量3 800×104m3。开发近50年，主力区块已全面进入注水开发中后期，自营区注水开发储量占投入开发储量的75%，其中80%以上的产量来自于注水开发油藏，注水开发已经成为维持地层压力、提高油藏采收率、确保老油田稳产的重要手段，在老油田增产、稳产中的作用也越来越突出[1]。

注水系统是用管网将水源、水处理站、注水站、配水间、注水井等连接而成的系统。截至2009年底，大港油田注水井共有1 700口，其中分注井520口。已建成注水站70座，注水泵282台，其中柱塞泵站65座，柱塞泵264台，离心泵站6座，离心泵18台；注水罐119个；注水干线322 km，单井注水管道630 km；新建及改扩建污水处理站16座。作为耗能大户的注水系统，其耗电量是巨大的，2009年大港油田耗电总量为9.04×108kWh，而注水系统则达2.49×108kWh，占近30%。

随着大港油田勘探开发的深入及注采井网不断调整，目前仍存在着注水技术落后，区域间注水量不平衡，水资源得不到有效利用，部分注水站能力不足，地面注水系统配套设施泵效低、能耗高等问题。因此，实施先进的分注技术已成为大港油田开发中解决层间矛盾、有效控水稳油、提高注水波及系数和采收率的主要手段，也是油田提高注水开发效率和节水节能降耗的根本措施，对于提高油田经济效益，实施“精细注水、有效注水”和低成本开发战略具有重要的意义[1]。

南部油田负责开发的区块油层跨度大，层系多，层间差异大，存在着严重的层间矛盾，注水开发层间动用程度差别大，层间剩余油潜力高。为了解决以上问题，提高注水开发效果，2008年5月25日在官15-4井开展了两级三段压电控制开关分注技术先导试验，并取得了显著经济效益。

1 南部油田注水能耗与节能潜力分析

1.1 注水现状

大港南部油田所管辖的南部地区，沿断层发育了枣园、王官屯、小集、段六拨、乌马营、舍女寺、叶三拨共9个开发区，动用含油面积108.2 km2，地质储量2.59×108t，水驱储量1.79×108t，水驱采收率20.0%。经过30多年的开发，南部油田主体上已经进入高含水后期，由于南部油田油层埋藏较深、油藏类型多、断块破碎复杂，且较多区块以中低渗透油藏为主，造成层间吸水差异大，矛盾突出。从1986年开始，在王官屯官80和小集官938块应用分注工艺来解决层间矛盾的问题，分注工艺初期是以一级两段偏心分注为主，逐渐发展到两级三段偏心分注，到1995年分注井达到24口，分注井油层动用程度达到70%，层间治理见到了明显效果。1996年以后，由于封隔器有效期短、偏心分注投捞测配工作无法正常开展等各种因素的影响，南部油田的分注工作处于停滞状态，如表1所示。

表1 南部油田近几年分注变化情况统计

南部油田注水系统所用水源均为经污水站处理之后的油井开采废水和地下清水，但所采用的注水工艺因受地质构造、油层物性和埋藏深度等因素的制约，目前主要以笼统注水为主。笼统注水是不同注水层在同一注水压力下的油管注水，它反映了某一压力条件下地层在纵向上的自然吸水状况和非均质性，在油田开发初期或新井投注时多采用笼统注水方式。在笼统注水条件下，高渗透、连通好的低压层大量吸水，而低渗透、连通差的高压层则吸水量小，甚至不吸水。长期对多个油层进行笼统注水，会加剧层间矛盾，使地层非均质性更加严重，而且影响注水开发效果[2]。

由于南部油田长时间的大套合采合注和注水冲刷，层间矛盾加剧，造成高渗透层吸水能力越来越强，低渗油层动用程度逐年下降，形成无效注水，制约南部油田注水开发水平的提升，严重影响着油田开发效益和注水开发效果。目前南部油田注水开发面临的主要问题包括：

1）随着低渗透油藏投入开发，欠注井增多。

2）受层间矛盾突出、治理难度大等影响，油层动用程度较低。

3）地面供注水系统和单井管道腐蚀结垢严重，注水压损较高，能耗高。

4）注水工艺技术难以满足开发需求。

1.2 能耗因素

南部油田低渗透油层占较大比重，其油层薄，层间渗透率差异大，注水压力高，自转入注水开发以来，采用笼统注水方式。在油田开发的电力消耗中，注水系统占近30%，因此注水系统是实现节能降耗的重点，一般注水系统耗能高的原因主要有[3]：

1）注水泵泵效低。

2）由于管柱腐蚀结垢严重，压降损耗大，注水压力高。

3）南部油田水质差，矿化度高，水处理技术落后，致使油层易发生堵塞，注水井吸水能力下降快。

4）由于低渗油层吸水能力有限，笼统注水条件下形成无效注水，注入水利用率低，致使注入水大部分注入主力层，并超注，而非主力层欠注，使注入水利用率低。

1.3 节能潜力分析

由于南部油田注水水质矿化度高，管网腐蚀结垢严重，注水压力高，存在着爆管、暗漏等现象，经过多年的开发，目前地下情况已经发生很大变化。在注水开发中有可能形成无效注水，无效注水不但会造成水量损失，而且有大量能量浪费，这是油田开发效益的隐形损失，也成为学者日益研究的重点。如果要降低石油开发的万元产值耗水率，就需要进行技术研究和建立相应的指标评价体系，这是加大老井综合调整和措施挖潜力度，不断提高油气开发整体水平和最终采收率，确保储量资源尽可能多地转化为产量和效益的潜力所在，也是节水节能降耗工作的研究重点。

2 压电控制开关分注技术的试验应用与效果

2.1 技术原理

压控开关工具主要由机械和电气两大部分组成，机械部分包括工作筒、开关器等机构；电气部分包括接收器、数据存储器、检测电路、电动机、锂电池等组成，其结构如图1所示。该工具技术原理是在地面打压，通过压力波动信号转换为数码来控制压控开关的开启、关闭和开启程度，同时流道开启有16个挡来控制，通过调节开启程度来实现不同的配注量。具体工作流程在地面预设特定压力控制信号，开关下入井中后，需要改变水量时，井口闸门控制输入特定的压力信号，相应的压控开关接收信号后发生动作，改变水嘴，调整水量[4]。

2.2 技术特点

1）工具随管柱入井，无需投捞测配，解决了目前偏心分注投捞测配成功率低的难题。

2）开关孔采用合金材料，不结垢，不堵塞，使用寿命长。

3）通过地面打压控制调节配注量，调控方便、简单。

4）施工周期短，压控开关工具无极限制，可任意频繁调控。

2.3 现场应用

官15-4井位于黄骅坳陷孔店构造王官屯油田官15-2断块，该井注水层间矛盾突出，吸水剖面显示其顶部生物灰岩14号层和底部29号层吸水强度大，中间层吸水强度小、动用程度差。为抑制层间矛盾，提高油层动用程度和水驱开发效果，需对该井实施两级三段分注，控制14和29号层注水同时加强中间层位注水以提高开发水平。

该井油层深度超过2 100 m，要求两级三段分注，管柱结构示意见图2。为保证管柱的有效期，第二级封隔器采用Y441封隔器，提高了管柱的防蠕动性能，同时为尽量避免水中杂质对压电控制开关的影响，在地面井口优选配套安装了井口过滤器。笼统注水时各层段流速变化曲线如图3所示。可见，由于层间矛盾突出，上下两高渗油层吸水强度很大，中间低渗层段吸水强度小，形成无效注水；而实施压控开关分注技术后，高渗透层段的吸水强度降低，而低渗层段的吸水强度则得到增强，层间矛盾得到明显改善，这样就提高了低渗油层的动用程度和水驱开发效果（图4）。采用不同注水工艺技术时的流场变化见图5、图6。

2.4 效果分析

该技术现场试验一次成功，官15-2和官15-0 2口受益油井取得良好增油效果，其中对应油井官15-2初期含水下降，油量上升，明显见效；而官15-0井经过分注加强了沙三下砂岩注水培植，并且对沙三下油层实施了补孔挖潜，初期日增油3 t以上，并保持稳定，效果显著（表2）。

表2 分注措施实施后受益油井增油效果

可见，在低渗油藏中实施压电控制开关技术进行分注后，官15-2和官15-0两口受益油井到2009年2月共累计增油911.5 t，如按照原油每桶75美元计算，共增加收入321×104元，经济效益非常可观。

同时在低渗油层实施分注工艺后官15-2井节水降耗效果也更加明显。自2008年5月官15-4井实施分注措施后，到2009年2月共产油4 008.62 t，产液7 525.06 t，提水仅3 516.44 t。若不采用分注注水配套工艺技术，在产同样多的原油情况下，则产水6 012.93 t，这也就意味着少提水或少注水2 496.49 t。若以2008年大港油田的平均注水单耗值8.13 kWh/m3和注水系统效率74.9%来计算，则2008年官15-2井共节电2.7×104kWh，节约电费共计1.9×104元（电费0.70元/m3）；而每立方米水注入费用为14.56元，则节约费用3.63×104元，共计节约费用5.53×104元。