同井注采技术与油藏工程一体化应用及效果评价

彭永刚 李巍巍 周广玲 郑学成 马志权

（大庆油田有限责任公司采油工程研究院）

随着我国油田开发的不断深入，主力油田相继进入高含水开采期，当生产井含水率超过98%，就不具备经济开采价值[1-2]。大庆油田主力区块综合含水率超过95%，部分油井含水率超过97%，大量产出水无效循环，地面水处理规模呈级数增长，导致能耗大幅度上升，开发效益变差，举升、集输及处理设备投入成本和运行费用不断增加，环保问题日益突出。油井因含水率上升接近经济开采极限，造成关井停产，稳产形势严峻[3-4]。经过多年开发，大庆油田的注采关系已基本完善。在现有技术条件下，注水井和采油井之间的地层储量可以实现有效驱替；但是在采油井与采油井之间仍存在大量的未波及区，在大庆油田有超过10×108t 剩余储量因缺少经济有效的驱替方式而无法动用[5-6]。因此，减少地面采出水量，提高未波及区的动用程度，降低开发成本已成为特高含水油田经济开发的关键问题。

井下油水分离同井注采技术可以在井下对采出液进行油水分离，既可以大幅度降低地面采出水量，又可以用分离出的水对地层剩余储量进行驱替，可以有效延长油田经济开采期限。

1 井下油水分离同井注采系统组成

1.1 基本结构与原理

井下油水分离同井注采系统见图1，依次由脱接器、采出螺杆泵、水力旋流器、保护器、联轴器、注入螺杆泵、封隔器等组成。

图1 同井注采系统Fig.1 Injection and production system in the same well

水力旋流器作为井下油水分离同井注采系统的核心部件，位于采出螺杆泵和注入螺杆泵之间，其结构见图2。地层高含水率采出液从水力旋流器的切向入口进入旋流腔，形成高速旋转的涡流。由于油水两相介质存在密度差异，发生离心分离，密度较轻的油被挤至轴心，从溢流出口排出；密度较重的水被甩至旋流腔边壁，从底流出口排出，从而实现油水分离。整套工艺先分离地层流体，再分别通过两台螺杆泵增压，既有利于保证密封性能，又避免了产生乳化现象，可以提高水力旋流器的分离效率。

图2 水力旋流器结构Fig.2 Hydrocyclone structure

井下油水分离同井注采系统利用一套抽油杆同时驱动采出螺杆泵与注入螺杆泵，采出螺杆泵为正旋向，运转时自下而上对采出液进行增压，并举升至地面；注入螺杆泵为反旋向，运转时自上而下对回注液进行增压，并回注至地层。两台旋向相反的螺杆泵可以相互平衡轴向作用力，进一步提升管柱运行的稳定性和可靠性。

脱接器是同井注采系统的配套工具，包括上接头和下接头两部分，工作过程中既要承受轴向拉力，还要传递扭矩驱动采出螺杆泵，工作极限扭矩要达到1 700 N·m 以上。在完井过程中，下接头连接在采出螺杆泵转子上端，预置在螺杆泵定子内下入井内，油管下入至预定位置后，连接上接头与抽油杆柱的下端，并经由油管下入井内，与下接头对接。

联轴器用于传动、调整注入螺杆泵偏心运转对工艺管柱的影响。保护器的作用是传动、承载注入螺杆泵运行时产生的上顶力，上顶力通过轴承传到油管，最终传到井口，提升了同井注采整体工艺的可靠性。针对注采层位较多的试验井，研制出多层封隔工艺管柱，利用多级封隔器、采出器和配注器等工具，对地层进行封隔，可实现地层间交互注入和采出的应用需求，并可以根据实际应用需求，简化为采上层注下层、采下层注上层、采两端注中间等多种封隔形式。

1.2 技术优点

该技术能够大幅降低地面采出液量，缓解地面水处理压力，降低由污水处理带来的运行维护成本和安全环保风险；能够通过地下回注替代常规注水驱替，将地面无效循环转化为油藏内部有效驱替动力，改变并增加驱替方向，扩大波及体积，提高区块产油量和最终采收率；可以使含水率超过98%的采油井继续经济有效开采，能够延长特高含水采油井经济开采期。

2 结合油藏工程重构驱替关系

2.1 井网驱替关系

油田投入开发初期，地层能量充足，油井依靠地层岩石和流体的弹性变形就可以自喷生产。随着开采时间的延长，地层能量不断减小，就必须依靠机械采油才能将地层流体举升到地面[7-8]。同时，为了补充地层能量，提高油藏的采收率，需要部署注水井进行注水驱替，众多油井和水井就会构成井网[9-10]。大庆油田油藏面积大、延伸性好，渗透率较高的萨中、萨北部分层系在开发初期采用行列井网，一些分布不规则、延展性差的层系和需要加强注水的层系通常采用面积井网。

面积井网中的五点法注水原驱替关系见图3。注水井和采油井之间是主要的驱替方向，注采井连线附近区域可以得到有效的驱替，剩余油储量较低，而在油井和油井之间，由于没有受到有效的波及，因而有大量剩余油未被采出。

图3 原驱替关系Fig.3 Original displacement relationship

2.2 驱替关系的重新构建

要将采油井之间的剩余储量开采出来，就必须对现有的注采井网进行改造，重新构建新的驱替关系。常用的手段有增加注水井、油井转注水井等，虽然也可以达到扩大波及体积、提高采收率的效果，但是会增加钻井成本，减少采油井数量，经济性较差。

针对以上问题，将井下油水分离同井注采技术与油藏工程结合。依托油藏工程，优选试验区块，进行精细地质分析，明确剩余油分布状况及井间连通关系，重新构建注采关系，改变注入水驱替方向，扩大波及体积，在降低地面产水的基础上，进一步提高区块采收率。

以图3 的井网为例说明：将试验区块内的地层划分为2 套层系，并进行封隔，关停中间的注水井，将4 口采油井调整为同井注采井，2 口采下层注上层，2 口采上层注下层，4 口试验井形成纵向环状的相互驱替关系。改造后的新驱替关系见图4，即在油井和油井之间构建了新的驱替关系，对原有井网的未波及区有显著的驱替作用，扩大了波及体积，实现了剩余储量的有效开发。

图4 新驱替关系Fig.4 New displacement relationship

3 现场应用

3.1 试验目的

以井下油水分离同井注采为手段，实现油层产出水井下循环，减少井筒出水规模，降低污水处理和回注费用，减少地面注水系统建设规模，实现一井多能，以较少井数达到多井点、多层段采注，井间层间互注互采，增加连通方向及受益方向，扩大波体积的功效；构建井筒与油藏连通体，实现能量循环利用，改善油藏开发指标，验证地质工程一体化技术的经济可行性，为特高含水油田后期经济有效开发探索新的模式。

3.2 选井条件

根据井下油水分离同井注采工艺特点，试验区块应满足以下条件：地层渗透率高，层间连通性好，注入层和采出层之间的隔层厚度大于1.5 m，固井质量合格，机组以上井段井斜角小于20°，全角变化率小于3°/30 m，套管无变形，日产液量40 m3以上，含水率大于95%，地层不出砂，产气量小。

3.3 试验井情况

根据同井注采技术选井条件，在大庆油田某高含水区块选取了4 口高含水关停井开展现场试验，选定井基础数据如表1 所示。措施前，4 口试验井均为笼统采油井，实施同井注采后，将原有的采出层划分为上下2 层，其中2 口井采上层注下层，2 口井采下层注上层，层间连通性较好，可以建立相互驱替关系。

表1 选定试验井基础数据Tab.1 Basic data of selected test wells

3.4 试验结果

4 口采油井平均运转周期350 d，试验井平均日产液9.3 m3，比措施前下降89.3%，日产油0.38 t，含水率95.9%，比措施前下降4 个百分点。累计产油528.5 t，地面采出液量12 985 m3，实现了特高含水关停井复产，同时保证了该区块注采关系的完整性。措施后试验井生产数据见表2。

表2 措施后试验井生产数据Tab.2 Production data of test wells after measures

同井注采技术单井投入大约需要13 万元，现场试验4口井，投入费用52万元。按原油2 300元/t 计算，则4 口井增油效益为121.6 万元。地面污水处理费用按11.2 元/m3计算，则4 口井水处理费用为14.5 万元。综合效益为55.1 万元。可见，该技术具有良好的经济开发效益。

4 结论

1）利用油水密度差异，在井下对地层高含水采出液进行油水分离，并分别进行举升及回注，大幅降低地面采出液量，打破了常规单采单注的开发模式。

2）将井下油水分离同井注采技术与油藏工程相结合，重新构建注采井网，降低了钻井、采油、注水等开发成本，增加了新的驱替方向，扩大了波及体积，提高了区块采收率。

3）通过井组现场试验，验证了井下油水分离同井注采技术与油藏工程相结合的可行性，实现了高关井组经济复产，为延长特高含水油田经济开采期限提供了新的思路。

4）下步将持续优化管柱结构，提升工艺可靠性，进一步延长管柱运行寿命；扩大试验规模，建立区块应用优化设计方法，开展技术经济性评价。