助流注水技术在渤海油田的应用及效果

2021-06-04邹德昊张绍广李金泽卢轶宽阮新芳

天津科技 2021年5期

邹德昊，张绍广，李金泽，卢轶宽，何滨，阮新芳

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300457)

近年来，随着渤海油田增储上产的深入推进，以及对注水精细化管理要求的提升，薄层油藏、低渗油藏、岩性小油藏等非主力油藏实现注水开发显得越来越紧迫。然而，由于海上油田注采井网不完善、平台剩余井槽等因素限制，这类非主力油藏的产量递减快而难以维持稳产，最终采收率往往很低。

BZ油田5井区A2M井是一口多分支井，投产后一直处于衰竭开发，地层压降已达10MPa，采出程度远低于总体开发方案设计，亟需实施分层注水开发，补充地层能量。但是平台没有剩余井槽，并且无可利用的低产低效井，无法实现新钻或侧钻注水井。本文对国内外的相关注水技术进行调研发现，现有的同井抽注技术均无法实现分层注水和注入量的控制，为了实现和满足BZ油田5井区注水开发的设想以及相应的注水管理要求，需要相关注水工艺的技术革新和升级改造。

1 助流注水方案的提出

BZ油田5井区面临的主要问题及需求：①A2M井长期处于衰竭开发，开发效果不理想；②大泵提液是5井区必经的一个开发过程，亟需补充地层能量；③BZ油田A平台没有剩余井槽，且无可利用的低产低效井，无法实现新钻或侧钻注水井；④随着渤海油田对注水精细化管理标准的不断提升，分层注水、不动管柱酸化和测试是大势所趋。对此，提出通过对传统自流注水管柱进行改造，来实现分层注水开发和对注入量进行控制的注水开发方案。

2 助流注水方案的设计

2.1 目标井选取条件

水源层的选取条件：①物性好、水体大、能量足；②注入水与地层水配伍性良好；③水源层不出砂。鉴于BZ油田A3井为油田水源井，生产层位Ng、E3d2u为组水层，无出砂井史；A3井与A2M井储层连通性较好，其原为水源井，水体能量充足，高峰日产水1500m3/d；配伍性实验评价表明，BZ油田地层水与注入水配伍性良好。A3井满足作为目标水源层的 3个条件。

注水井位的选取条件：①钻遇注水目的层位，并有射孔；②远离生产井，靠近砂体边界。BZ油田A3井钻遇E3d2LⅡ和E3d3Ⅱ注水层位(图1)，作为水源井前期关闭注水层位；A3井井位远离砂体A2M井，靠近砂体边界。A3井满足注水井位选取条件。

2.2 技术特点及优势

该方案将“Y”型管柱工艺与传统自流注水管柱技术相结合，实现水源层的水经电泵增压后，经旁通管，边测边调工作筒调配注水量后，注入至注水层中，如图1所示。其工艺特点及优势：①采用传统管柱工艺，工艺可靠性高；②电泵增压，注入量可以调控；③可视化调配注水量，调配效率高；④可实现分层注水和不动管柱酸化、测试。

图1 A3井“Y”管式助流注水管柱图 Fig.1 Diagram of“Y” tubular flow-assisted water injection string of well A3

3 现场应用效果分析

按照方案设计，渤海海域第一口“Y”管式助流注水井BZ-A3井于2019年3月正式投注，投注2周后，注水受益井A2M井日产液量即出现缓慢上升；投注2个月后，A2M井含水快速下降，日增油达到20m3/d，井底流压呈现出稳中有升的态势。该井助流注水效果如图2所示。

图2 A2M井助流注水后产液量变化曲线 Fig.2 Fluid production curve of well A2M after water injection

截至2020年1月，助流注水技术实施后，A2M井地层压力恢复0.41MPa，累增油0.33×104m3，自然递减率由2.1%下降至1.7%，如图3所示。数模预测结果表明，助流注水可使BZ油田5井区累增油2.05×104m3，提高采收率2.3%，创造直接经济效益约合人民币0.23亿元(按油价30美元/桶)，节省新钻注水井费用0.35亿元。