渤海XX油田高含水期综合治理

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津市，300450） 李 超 王雁萍

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津市，300450） 魏 焜 姜 晶

1 前言

渤海海域经过四十年的油气勘探，有很多小规模的含油气构造或者边际小油气田未能投入开发。边际小油气田指的是现有地质、油价条件下，采用常规开采方式，经济效益较差的油田。XX 油田通过科学优化开发方案，合理简化工程设施，采用“隔水套管支撑井口+自安装采油平台(租赁)+穿梭油轮”的开发方案，属于自产自销式采油平台，且无修井。特殊的自身条件决定了其所有产出水要平台自行消化，做到零排放。因为无修井机，动用钻井船进行动管柱作业费用昂贵，所以需要确保油井的低故障率，同时要保持较高的采油速度，尽快回收成本。

2 油田概况

XX 油田位于渤海中部海域，区域构造位于石臼坨凸起南端，油田整体构造为一被断层切割复杂化的断背斜，构造主体被两组近东西向断层所夹持，中部发育一组近东西向断层。含油层系为新近系明化镇组下段，油藏埋深在-1 120.0～-1 700.0m之间，为曲流河沉积。明下段储层主要为高孔高渗型储层。油藏类型主要为受岩性、断层和构造形态控制，具有多套油水系统的岩性构造-岩性油藏。地面原油为中质油，地层原油粘度11.0～66.7mPa·s；饱和压力9.9～15.4MPa；溶解气油比25～40m3/m3。全油田探明天然气地质储量1.54×108m3。

油田目前已进入中高含水期，综合含水74%，含水率持续上升，同时受平台液量处理能力限制，油井间的液量相互影响和制约。油田已开发4个主力砂体，注水开发的砂体地层能量充足，油井产量较高；天然能量较强的砂体，由于边底水突破较快，各单井含水较高，稳产难度大，部分井需要限液生产，减少产出水量；天然能量较弱的砂体地层压力下降较快，需控液生产，减缓地层压力下降速度。

3 技术简介

3.1 高含水井“提限结合”

明下段Ⅱ油组的2-1398 主力砂体探明原油地质储量131.08×104m3，投产初期有1口井生产，2013年11 月实施2 口调整井，目前3 口水平井和1 口定向井开发。结合地质及油藏工程方法预测水体倍数约50 倍左右，边水能量充足，开发至今各油井流压保持稳定。该砂体目前已进入高含水阶段，2017年，利用平台检修期该砂体P1H 井测试静压13.01MPa，对比投产初期同深静压12.77MPa下降缓慢，可看出砂体天然能量充足，同时砂体产液能力较强（930m3/d），含水上升速度有所放缓。截止到2018年12月底，该砂体日产油水平157m3/d，采出程度28.4%，综合含水为83.9%，含水上升率1.9%。

但由于平台处理能力受限，不能全面提液，只能对高含水井进行提限结合：对构造高、低不同部位的井采取不同的采油速度。初期对高部位井采用较大生产压差，高采液速度，低部位相对压差较小，采液速度低，导致高部位井含水升高很快，低部位油井也受到水侵波及，含水升高，实施效果不佳。后期优化采液速度，低部位采液速度高，高部位采液速度低，使得油水界面均匀推进。P10H 井日增油9m3/d，P11H 井日增油5m3/d，年累计增油0.19×104m3。（见图1）

图1 1398砂体含油面积图

3.2 新技术提高储量动用程度

P4M井投产初期为渤中3-2油田一口同井抽注井，注下采上。上部生产层位NmⅢ的1 472 砂体、1 618 砂体和1 641 砂体，油层厚度分别为6.1m、5.1m和6.7m，采用9-5/8"套管内TCP平衡射孔大负压返涌放喷技术，下入7"优质筛管分3 个防砂段简易防砂。下部注水层位NmⅢ的1 687砂体，水平段长695.6m，8-1/2"裸眼井段内下入7"优质筛管简易防砂。下入密闭电潜泵系统和桥式接头，从而实现在桥式接头上部油管段内采油，套管段内注水，在桥式结头下部套管段内采油，水平段内注水。由于平台配合军事需要撤离和再就位，要求所有生产井在撤离期间必须通过试压、投堵塞器和背压阀方式实现安全封存，但该井由于管柱特殊难以实现安全封井。2013 年11 月15～20 日借钻井船实施调整井机会对P4M井进行了换管柱作业，将原同井抽注管柱换为单一注水管柱，作业后原生产层段第1、2、3防砂段下入盲管盲死，保留最下一个防砂段对应的1 687砂体注水，下入普通合注管柱，带有井下安全阀及过电缆封隔器。上部油层累计产油5.02×104m3，作业后日注水量500m3。

2017年和工技中心新工艺技术交流，目前新型同井抽注管柱满足管柱安全要求，在注水基础上增加采油功能，恢复NmⅢ1472砂体、1618砂体和1641砂体采油，提高储量动用程度,同时实现安全封井。于2017 年7 月海洋石油161 进坞检修契机下，动用钻井船作业，对P4M 井实施换管柱作业，下入同井抽注管柱，恢复上面采油层位，初期日产油98m3/d，累计增油3.17×104m3。（见图2）

图2 P4M井生产曲线

3.3 测试结果指引新思路

P5PHP-1648 砂体属于边底水油藏，目前仅有P15H一口生产井，采用天然能量开发，由于管柱受限未进行过静压测试，2017 年9 月7 日利用停产窗口实施静压测试，测试结果为静压14.8MPa，与投产初期16.1MPa 相比压力变化不大，仅下降了1.3MPa，砂体天然能量较为充足。也重新对该砂体水体倍数重新认识，P15H井处于高含水期，目前含水76.8%，产量逐渐降低。通过动态跟踪及注采对应关系分析，目前油井流压稳定，地层能量充足，对高含水井实施限液。认为具备提液潜力，从44Hz提至工频，初期日增液40m3/d，日增油7m3/d，年累计增油0.18×104m3。另外对本砂体后续调整井部署也起到了指导作用，优化去掉为P15H 补充能量的注水井。

3.4 异常井况治理

P2井为一口定向生产井，生产第一、二、四防砂段（斜 深1 675.4～1 717.3m、1 740.9～1 753.0m、2 078.9～2 152.9m），关闭第三防砂段（斜深1 905.1～1 988.8m）。几次出现无产出电流下降的情况，瞬时产气量增加。排除井筒和泵的问题，初步分析是1519砂体气窜造成的。实施开关层作业，打开第四滑套释放油井产能，考虑第四滑套关闭前综合含水40%，经过长时间油水重新分布，含水会有所下降。对第四滑套实施开套作业，能有效改善地层供液，缓解间歇无产出情况，且有一定增油量；关闭第三滑套，避免气窜影响电泵生产状况。改善电泵运行状态，同时实现年增油0.15×104m3的效果。

4 创新性成果及经济效益

4.1 创新性成果

①油藏动态分析、井震结合，因地制宜的制定合理采液速度。

1398砂体已进入高含水阶段，但由于平台处理能力受限，只能对高含水井进行提限结合。对构造高、低不同部位的井采取不同的采液速度，使得油水界面均匀推进。

②运用新工艺实现同井抽注功能，同时提高储量动用程度，缩短小蜜蜂成本回收期。

P4M井转为单一注水井，引入新型同井抽注管柱，满足同井抽注功能，恢复上部采油层位，提高储量动用程度，提高采油速度，加快小蜜蜂成本回收。

③系统剖析测试资料，重新刻画砂体储量规模，优化调整井位，指引开发新思路。

P15H 井天然能量开采，由于管柱受限未进行过静压测试，利用停产窗口实施测试，证明地层静压压力下降较小，使得重新认识砂体的水体倍数，优化调整井井位。

4.2 经济效益

xx 油田通过高含水期的综合治理，累计增油4.08×104m3，取得较高的投入产出比。为确保全年产量任务顺利完成保驾护航，确保小蜜蜂油田的高效采油，最大限度提高了采油速度，加快成本回收，减缓含水上升率、自然递减率。此次挖潜实践以油藏地质精细分析为指导，以现场油水井动态精准把控为依据，以创新性集成技术应用为抓手，实现小投资的大收益，为今后大规模开发中小型边际油气田积累实践经验，开辟新的思路。