实现桥马油田持续稳产

411 依靠科技进步 实现桥马油田持续稳产 中原油田分公司采油六厂 二二年十二月 412 目 录 一、 基本生产情况 411 二、 2002 年重点工艺的发展、配套完善及应用 411 （一）产量及措施工作量完成情况 412 （二）重点工艺技术的应用情况 412 三、 结论与改进 438 四、 2003 年主要工作规划 439 五、 保障措施 447 1、提高机采系统效率、延长检泵周期的综合配套技术 2、提高、类层动用程度的综合压裂改造技术 3、增加有效注水、改善注水效果的水井高压分注技术 4、保证水质达标、减少污泥排放的注入水处理工艺技术 5、降低注水压力、提高注水效果的降压增注工艺技术 6、提高采收率的生物酶解堵技术 1、应用成型的六大技术，开 展马厂油田技术改造 2、开展排液采气技术的研究与应用，提升白庙凝析气田生产能力 3、推广碳纤维连续杆深抽配套技术，全面提升桥 66 块效能 4、综合降耗增效技术 413 5、阿波罗单井吞吐、驱油技术 6、开展 +调驱，提高马厂油田高含水层采收率 414 一、 基本生产情况 采油六厂所辖桥口、马厂、徐集油田构造上均属于小型复杂断块油藏，油藏埋深在 2400，目前共有生产井 181 口，开井 153 口，日产液水平 2872 吨，日产油水平 502 吨。其中自喷井10 口，平均单井日产液 ，平均日 产油 ；电泵井 11 口，平均单井日产液 ，平均日产油 ，平均泵效 抽油井开井 127 口，平均单井日产液 ，平均日产油 ，平均泵挂 ，平均动液面 1735 米，平均泵效 机械采油单位耗电 191kw.h/t。注水井开井 63 口，日注水平 4057 立方米，平均单井日注 64 平方米。白庙凝析气田共完钻各类探井、生产井 36 口，控制面积 然气地质储量 108析油地质储量 104t。 二、 2002 年重点工艺的发展、配套完善及应用 制约采油六厂老油田生产与开发效果的瓶径问题是：系统效率不高；检泵周期不长；、类油藏水驱动用程度偏低，主力油藏水淹严重等。今年以来，我厂面对开采程度高、措施挖潜难度大、稳产基础薄弱的实际困难，紧紧围绕科技增效这个生产主线，立足老区，依靠科技进步，进一步加大新工艺、新技术的推广应用力度，重点探索了六项技术措施，并通过实施见到了显著的成效，老油田自然递减和综合递减得到有效控制，为老油田的稳产增产发挥了积极的作用。 415 （一）产量及措施工作量完成情况 截止到 2002 年 10 月底，采油六厂共生产原油 吨 ，完成年度计划的 83%；累计注水 方，完成年度计划的80 %；天然气生产 8189 万方，完成年度计划的 油气水井总作业工作量完成 453 井次，其中措施工作量完成 163 井次，维护工作量完成 244 井次，措施累计增油 吨，平均检泵周期367 天。 （二）重点工艺技术的应用情况 1、提高机采系统效率、延长检泵周期的综合配套技术 采油六厂所辖桥口油田、马厂油田、徐集油田均属低渗、复杂断块小油田，油井产能低，地面管理难度大。目前，三个油田共有油井 181 口，开井 153 口。而抽油机井总 数 163 口，占总油井的 抽油机井正常开井 135 口，占油井正常开井的 88%。 根据去年年底对部分机采井系统效率测试、调查，机采井平均系统效率仅为 导致能耗浪费，同时严重影响着油田生产成本和原油产量的完成。因此，机采系统效率提高技术研究与应用，对采油六厂技术管理水平的提高和经济效益的提高都具有十分重要的意义 。 一年来，我厂成立了由工程技术大队与厂主要生产职能科室等单位共同组织的“提高机采井系统效率技术研究与应用”项目领导小组，于年初对全厂抽油机井普遍进行了一次系统效率的测 416 试，并根据油田实 际生产特征和生产动态，对每口井的系统效率进行分析、论证，找出系统效率低，单井耗能大的问题所在，定出措施，并组织实施。这些措施主要包括抽油井调参、调平衡 28井次，节能节电 12 井次，提高泵效及配套泵加深、提液 10 井次、油层解堵措施 8 井次，为提高泵效而采取的防气技术 12 井次、更换 高转差电机 8 台，更换高压节能电机 5 台，推广应用气液混抽泵 16 井次，应用碳纤维柔性抽油杆 2 井次，应用空心抽油杆 8 井次，地面调参 14 井次，以及热洗清防蜡、调整五率、调平衡等 163 井次等。下面分述如下： 抽油杆、管防偏磨综合配套技术 抽油井的偏磨现象在中原油田较为普遍，随着油田开发进入开发后期，综合含水量升高，偏磨现象将更加严重，近几年来，全局针对这一问题，采用多种治理偏磨技术，起到了一定的效果，但治理技术手段单一，杆断脱、管漏失、泵漏失的现象时有发生，检泵周期较短。抽油杆、管防偏磨综合配套技术，从管杆同时入手，进行综合治理，通过安装旋转井口、抽油杆扶正器、油管固定锚、下部抽油杆加重、防腐等综合配套技术的应用，较好地解决了油井的偏磨问题。 随着油田开发的不断深入，开发对象转移到超深低渗透层，这些油层埋藏深度达到或超过 4000 米，深抽提液 将是主要的抽汲手段，抽油杆、管防偏磨仍将是主要问题，加强抽油杆、管防偏磨 417 的综合治理，应用新的工艺技术，将有助于我们厂提高经济效益，提高油田开发水平。针对采油六厂油田油井偏磨的具体特点，根据防、治结合的原则， 2002 年我们与采油院合作，开展抽油杆、管防偏综合配套工艺技术的应用 ,对偏磨井采取了一系列的新工艺新技术。 重点实施内容 ：应用重庆石油高等专科学校研究的抽油杆柱及扶正器优化设计软件对抽油杆柱及抽油杆扶正器的位置进行优化设计、深抽井下配套工具的研制与改进。 应用重庆石油高等专科学校研究的抽油杆柱及扶正器优 化设计软件进行优化设计。 该软件主要包括抽油杆柱的设计及抽油杆扶正器位置的设计。 抽油杆柱的设计主要包括确定抽油杆柱的长度，在给定的抽油杆柱系列和材料条件下合理确定一定井段的抽油杆直径，以形成合理地全井抽油杆组合。加重杆的组合和选择参考美国油气公司推荐的设计经验，对 73油管来说，主要采用直径 2重杆。 扶正器安装位置的设计。一般来说，抽油杆的位置的应由下往上逐一确定。其位置确定一般分两种情形进行计算，一是下冲程不致弯曲过大，发生偏磨；二是上冲程不致偏磨。 总共进行了 80 口井的 优化设计。 抽油杆扶正器，油管扶正器 418 抽油杆扶正器经过不断的筛选和淘汰，主要形成了以固定式尼龙扶正器、旋转式扶正器、扶正接箍等为主的抽油杆防偏磨技术。目前我厂主要以尼龙固定式扶正为主，到目前为止，所有油井中只有 4 口井没有安装扶正器，其它，连同新井都根据设计软件进行扶正器位置优化。其中 4 口井采用碳纤维抽油杆扶正器和旋转抽油杆扶正器。油管扶正主要采用水力锚、油管锚。 使用旋转井口 旋转井口装置是通过地面人力转动来改变油管与抽油杆的偏磨面，使磨损面均匀分布，从而达到延长油管抽油管使用寿命的目的。另外，已安装偏 心井口的油井，转动井口也可以达到以上目的。推广应用旋转井口 3 井次。 根据油井生产特点：地层供液不足，多为小泵深抽井。因此必须采用长冲程、低冲次工作制度，调整不合理的生产参数。 合理设计尾管长度，减少底部油管弯曲。 合理沉没度优化设计软件的应用 我厂油井主要生产方式为游梁式抽油机开采，平均泵挂深度2150 米，平均沉没度 388 米，其中桥口、马厂、徐集油田的泵挂深度分别为 2147 米、 2082 米、 2221 米；沉没度分别为 222 米、617 米、 355 米，平均泵效 35%。三个油田泵挂深度相近，但沉没度值却相差较大， 这说明在沉没度设计上仍存在一定的问题，不合理的沉没度导致泵不能处于正常的工作状态，这样不仅使产量 419 下降，而且检泵次数也增多，增加了油田生产成本。因此，如何根据油田具体特征及每口油井的生产动态，进行合理沉没度的优化，是提高泵效、降低油井躺井率的关键技术之一。为此，我厂今年引进了有杆泵合理沉没度优化设计软件。 该软件采用节点分析方法，以井筒为研究对象，以合理沉没度下的油井产量、泵效为目标，对油井的生产参数进行优选。本系统界面友好、操作方便，各种操作均具有在线提示。利用有杆泵合理沉没度优化软件进行设计，将有助于 确定最佳的下泵深度和沉没度，使系统在满足一定泵效的情况下提高产量，达到节能降耗、提高油井产量的目的。 本系统采用 相流入动态模型进行产能预测，可以计算不同流压下的产量、也可以计算不同产量下的流压。 针对高气液比油井的情况，井筒多相流计算采用了法，增加了适用性。 根据目前的生产状况，计算泵的效率组成，能够方便地找出影响泵效的主要因素。 在抽汲参数不变的情况下，可计算出产量和泵效与沉没度和下泵深度的关系，根据关系曲线可确定合理沉没度下的下泵深度。 在不动管柱的情 况下，可以自动确定合理的沉没度并自动选取抽汲参数，适用于老井的调参设计。 420 按杆柱等强度设计原则进行杆柱设计，自动选取最佳下泵深度，并自动选择抽汲参数。使系统在安全、高效条件下生产。 可针对普通抽油杆柱油井、普通杆柱 +加重杆油井、玻璃钢杆 +加重杆油井进行调参设计 今年共在在桥口、马厂、徐集油田推广应用有杆泵合理沉没度优化软件 130 口井。推广应用后平均泵效提高 2%，有效率达 85%以上。 气液混抽泵的设计及应用 油田各区块的 地质条件 不同。对于高含气井，普通抽油泵在吸入过程中气体伴随流体进入泵腔，泵腔内含 气，下冲程时泵腔内压力上升缓慢，游动凡尔不能及时打开，减少了抽排时间。当气体影响极端时，造成泵腔内气体往复压缩、膨胀。上行程泵腔压力始终大于泵吸入口压力，下行程泵腔压力始终小于液柱压力，使固定凡尔和游动凡尔打不开，造成气锁。一旦发生气锁，抽油泵将无法正常工作，出现抽空，此时，必须对该抽油井进行检修。以往，为解决抽油泵气锁问题所采取的措施是： 在泵的结构上，减小柱塞在下死点处和固定凡尔间的余隙容积、使用双游动凡尔和两级压缩抽油泵、使用标枪阀做游动凡尔下行程强制打开。以上方法存在泵安全强度差，部件易损坏，结构复 杂，成本高的弊端； 利用气锚将原油中的游离气体在没有进入泵筒之前分离出来，进入套管，定期放气。这种方法对减少气体对泵工作的影响 421 有一定效果，但事实上所有气锚都不可能将游离气体全部分离出去，因此也就不能彻底解决气锁问题，而且定期排放套管气，对天然气资源也造成了浪费。 综上所述，气锁现象的发生是由于气体存在于泵腔之中，泵腔内压力上升缓慢，游动凡尔不能及时打开造成的。因此，只要能使游动凡尔在较小力的作用下打开或者是在泵腔内留有足够的液体打开游动凡尔，就能解决气体对泵效的影响。而气液混抽泵就具有这种功能： 与常规泵相比，气液混抽泵的显著特点是：在泵体上设有换气腔。该换气腔兼有采气和在下冲程时使泵内有足够的液体打开游动凡尔的功能，彻底解决了抽油过程中的气锁现象，提高了泵效。 气液混抽泵自 2002 年试制生产以来，已在 我厂 推广应用 16口井 。经现场试验，防气效果很好，特别是在高含气区块，彻底解决了抽油泵的气锁问题，泵效提高 7%10%，增产效果显著；同时，天然气不再定期排放，直接进入集输流程，使天然气资源得到充分利用。如采油六厂桥 66桥 66口井的气油比分别为 200m3/80m3/ 油比较高，下普通泵泵效较低，生产一直不太正常。桥 66普通 38筒泵生产，泵效为 15%，日产液 d 左右，后改下气液混抽泵后，泵效提高到 36%，提高了 21%，日产液 12m3/d 左右；桥 66 5 月 1 日自喷转抽时， 422 下气液混抽泵，泵效达 30%左右。由此可见，气液混抽泵完全满足了这两口高油气比井的生产需要。 气 液混抽泵设计新颖，结构独特，克服了以往防气措施的不足，既能消除气锁现象，又能实现增产增效 ， 为高含气区块的开发提供了一种有效手段。 而且 气液混抽泵结构简单，施工方便，生产适应性强，工作可靠度高 ，而且可以重复使用，具有较高的生产实用性和良好的推广应用前景。 电加热杆、空心抽油杆及碳纤维连续杆的应用 我厂部分区块油井，原油物性属高凝原油，常规开采工艺无法维持正常生产，如位于马厂油田马 62块构造顶部的探井马 62钻井过程中，具有良好的油气显示，在试油时，由于原油高凝、高粘，抽汲绳下不去，举举不通，由于该井油藏流体特性属高凝原油，而高凝原油对温度极为敏感，采用井筒保温措施和进行热量补偿或进行化学降粘，使油井能够正常生产，根据原油特性，采用电加热抽油杆，代替 部分 H 级抽油杆，给井中流体加热，提高井筒温度，使之高于临界点温度，井筒内原油达到牛顿流体的滚动特征，有利于流体沿井筒的举升。 2002 年 6 月 19 日，该井采用电加热杆技术，在马厂油田首次进行热采工艺试采，下管、杆时用柴油浸泡，蒸汽热洗等方法， 6月 24 日完井，预热 4 小时后，开井一次成功。开井 3 天后，平均 423 日产 ，稳产至今。实施措施后至 10 月底，累计产油 682 吨。 马 62凝油井采用电加热杆工艺技术取得了试采的成功，这是马厂油田首次采用热采工艺，并为马 62 块进一步滚动勘探和该区块的高凝原油开采，提供了技 术保证，具有很高的经济效益和社会效益。 杆柱本身重悬是抽油机主要负载之一，碳纤维杆复合柔性连续抽油杆的密度为 约是普通钢质抽油杆（ 1/5，重量轻节电效果明显。通过 现场应用，泵挂在原 2100m 基础上加深到 杆柱动载荷却由原平均 降到 降 井后 12 型抽油机仅用两块平衡块，抽油机悬点载荷下降 电耗降低 因此碳纤维复合抽油杆，在这两口井的成功应用，提高了这两口井的系统效率，节约了能 源 应用效果 系统效率得到明显提高 年初对全厂抽油机井进行系统效率普检，平均单井系统效率为 通过研究、分析和措施的实施，使全厂机采单井系统效率上升至 其中重点实施的 30 余口井，措施前平均单井系统效率数为 措施后上升至 22%，上升了 节能降耗达到预期目的 通过 13 台节能电机等一系列节能、降耗和提高措施的应用， 424 全厂抽油机井平均电流由 62A 下降到 49A，h/t，下降到 W h/t。累计节约电能 125 万度。 采油技术指标 有所上升 通过系统工作的研究、应用，我厂采油技术指标，较去年底有所提高，其中泵效由 升至 检泵同期有 338 天上升至 364 天，取得了良好的社会经济效益。 措施增油明显 气液混抽泵，碳纤维抽油杆，空心抽油杆等井下配套技术的应用，不但提高了机采系统效率，而且增油效果明显，截止 2001年 10 月底，措施累计增油 1032 吨，取得了良好效果。 系统效率提高的同时，检泵同期、泵效等基本采油技术指标也得到了提高，产生了良好经济效益和社会效益。目前还有 25%近 40 余口油井，其系统效率在 10% 20%之间，需要更进一步的继续分析、研究与措施整改。 2、提高、类层动用程度的综合压裂改造技术 采油六厂所辖马厂、桥口、徐集三个油田，均属于多油层非均质复杂断块油藏，主要含油层系为 层埋深 2400。合计动用含油面积 方千米，动用石油地质储量 1400 万吨，标定采收率 可采储量 502万吨。 目前三个老油田受储层非均质影响，主力高渗层水淹严重，低 425 渗层水驱动用程度低，层间动用差异较大，储层评价及剩余油分布结果表明：剩余油主要集中在分类储层中 水驱动用程度及采出程度较低的 挖掘这部分剩余油潜力，提高低渗层水驱动用程度，必须进行储层压裂改造，改善储层渗流条件，达到老油田增储稳产的目的。 压裂井选井选层原则 根据压裂工艺技术的研究及室内试验结果，总结以往采油井压裂情况，得出压裂技术选井必须具备以下条件： 压裂技术选井必须有一定的储量背景，保证压裂有效期。 压裂技术一般选取射孔初期产量高，稳产时间短、产量下降快、注水见效不明显的采油井； 从压裂井对应水井注水情况及产出剖面分析，选层一般选取分类储层中的注水不见效的 层，通过压裂引效，可以提高油井产能； 选层油藏特性为孔隙度较高、渗透率较低、连通性较差，粘土含量较高的油层。 新压裂工艺技术特点 正式压裂之前，进行预处理，主要是为了解决储层粘土稳定和各种离子，保护储层； 泵注含细砂（ 100 目）的前置液，一是支撑细微裂缝和天然裂缝，二是控制压裂液向细微裂缝和天然裂缝中滤失； 426 采用能够很好地控制向基岩渗透滤失的压裂液； 采用可能达到的高砂比，以便充填满已形成的整个裂缝高度； 施工完毕后，立即进行返排，使裂缝强制闭合，将悬浮 在压裂液中的支撑剂夹在其中，阻止支撑剂沉入裂缝的底部，改善裂缝支撑剖面。 压裂实施情况及效果 工作量实施情况 截止 2002年 10月，桥口、马厂、徐集三个老油田采油井实施压裂技术 22口井，有效 22口，平均单井日增油 2002年 1 压裂目的 井数 压裂情况 措 施 前 措 施 后 差 值 累增油 层数 (层 ) 厚度 (米 ) 日产液(吨 ) 日产油(吨 ) 日产液(吨 ) 日产油(吨 ) 日产液(吨 ) 日产油(吨 ) (吨 ) 合计 22 139 8076 平均 6 367 压裂造缝情况 压裂前后对 13 口井井温及裂缝监测结果显示，层数和厚度压开率分别为 压裂缝长在 ,平均缝长 裂缝高在 8之间 ,平均缝高 ,针对压裂井的储层特性，效果比较理想 。 427 压裂井井温及裂缝监测结果统计表 层位 井 数 层数压开状况 厚度压开状况 裂缝监测 结果 总 层数 （个） 压开 层数 （个） 压开 率 （ %） 总 厚度 （米） 压开 厚度 （米） 压开 率 （ %） 缝长 区间 （米） 平均 缝长 （米） 方位 （度） 缝高 区间 （米） 平均 缝高 （米） 5 27 24 83 中 2 10 10 100 100 80 80 6 36 35 16计 13 73 69 增油效果 22口压裂井措施前后对比，日产液能力由 加 均单井日增液 日产油能力由 加 均单井 日增油能力 计增油8079吨，占措施增产的 平均单井年增油 367吨。 压裂效果分类评价 注采情况对压裂效果的影响 以压裂引效为目的压裂井效果 12口以压裂引效为目的压裂井，压裂前平均单井 日产液 产油 压裂后 日产液 产油 平均单井日增液 增油 效果统计对比表明：对注水效果不明显或未见效的采油井进行压裂引效，其效果好于单纯的差层改造压裂。 从压裂后油井的产出情况分析，压裂井段差层基本得到水驱动用，统计 12 口油井压裂后对应 12 口 主要注水井注水变化，平均单井油压下降 水量增加 428 以差层改造为目的压裂井效果 10口以差层改造为目的的压裂井，压裂前平均单井 日产液 产油 压裂后 日产液 产油 平均单井日增液 增油 于没有注水井补充能量，压裂后一般初期增产明显，但后期产能下降快。 压裂工艺对压裂效果的影响 不同压裂方式压裂效果统计表 压裂 目的 井数 压裂情况 措 施 前 措 施 后 差 值 累增油 层数 (层 ) 厚度 (米 ) 日产液 (吨 ) 日产油 (吨 ) 日产液 (吨 ) 日产油 (吨 ) 日产液 (吨 ) 日产油 (吨 ) (吨 ) 常规压裂 12 83 5418 平均 7 452 复合压裂 10 56 2658 平均 6 266 差 值 27 平均 统计不同压裂方式压裂效果表明：采用复合压裂技术的采油井压裂后，其效果明显好于采用普通方式进行的压裂 ,平均单井日增油高达 。 几点认识 压裂工艺技术的实施应在前期油藏地质特征、剩余油分布规律研究的基础上，结合不同油藏储层物性特征综合实 施。 压裂工艺技术的实施应在试验及室内研究的基础上，优化 429 压裂设计，提高压裂效果。 通过压裂措施，挖掘 层储层潜力，实现分类储层的层系转移，是实现非均质复杂断块油藏持续稳产开发的有效途径。 低渗油藏进行整体压裂改造后，要持续稳产，后期应做好注水完善，抓好注水结构调整工作。 3、增加有效注水、改善注水效果的水井高压分注技术 施工概况 近几年来，由于我厂桥口、马厂老区一类油层向二、三类层的转移，逐渐出现了常规注水不能解决的问题，如泵压上升引起的压力系统升级、井下套变、分注周期短等一系列问题，严 重困扰着油田稳产、动用程度等，根据今年开发形式需要，我厂的油增气升目标的确定，以及分公司加大对黄河南勘探开发力度的要求，全年 1份已施工各类分注井 16 口，换封 18 口，以江汉采油院高压分注技术的支持，多种手段并举的大规模高压分注工作，全年以单封分注为主，分注成功率达到了 100%。其中江汉241隔器施工 13 口井，桥塞封下注上 2 井次，中原 井次，仿美封隔器 4 井次，科峰公司 4 井次，隔器 5 井次，浙江玉环 隔器 1 井次。 工具的选定 由于我厂注水压力高（ 39井温值大（ 100，因 430 此从去年开始着手逐步筛选优化工具，对井筒开始调查，发现施工成功率与工具、井况、卡封位置、管柱质量、井壁结垢多、施工操作等有着至关重要的关系。由于分公司领导至厂主管领导的高度重视，我们将工具筛选确定为以江汉采油院为主，另外加上仿美工具和桥塞上返的组合，满足各种分注井要求。 对工具要求为单向耐压 60温 150，有效期为一年以上，合格率为 100%，对工具提供者实行项目合同管理，严格考核。 充分论证优化选井选层，对施工井况进行垂直测井 ，选出座封可靠井段。 现场施工操作由作业科把关，制定操作平稳办法，管柱实行整体更换试压，座封时有专人盯在现场。 将各类工具、施工队伍进行优选，由专业队伍施工。工具分别为上返类、封上注下类、封下注上类、油套分注类等。 对顶部无层段的顶封井进行严格的套管环空保护。 对施工井实行项目负责制。 对注水压力高的层段实施降压增注、降压驱油技术。 江汉工具的使用和配套 江汉采油院与我厂合作研究，确定选用 种工具类型。 用于封 1 注 2，超高压 30 431 用于多级井段，中压 30内注水； 窜自上而下为：伸缩管、洗井联通阀、水力锚、封隔器、 +卡瓦、打压座封滑套、筛管、丝堵（或球座）； 窜自上而下为：双向锚、封隔器、偏配 + +洗井9521 球座。 施工关键点： 通井加刮屑进行井壁除垢。 工程测井。（多臂井径系列） 封隔器位置设计为该套管上接箍下 3。 隔层 10m 以内进行工程校深， 10m 以上进行人工计算组合。 管柱实行整体更换或试压。 下封速度定为 200m/每小时。 洗井座封前加入环空保护 A 剂、 B 剂、 C 剂。 效果分析 统计 2002 年 1份，共实施注水井分注措施 34 井次（分注16 井次，换封 18 井次），有效 34 井次，有效率 100%，分注后平均单井注水压力由 升 21升了 2002 年通过分注工作，增加吸水层 25 层， ，增加水驱动用储量 吨，对应油井平均日增油 ，年累增油 1958 吨，累计降水 5200方，平均有效期 240 天。 4、保证水质达标、减少污泥排放的注入水处理工艺技术 432 中原油田污水处理“水质改性”技术，存在的残渣问题、细菌抗药性及工艺 流程局部结垢堵塞问题，随着时间的推移，已越来越严重地制约着生产的正常进行。各污水处理站都根据自身现有工艺特点和条件，从工艺和药剂入手进行了大量的室内和现场试验，取得了一定的效果。 采油六厂自 99 年以来一直致力于“水质改性技术”的改进和改造工作，先后经历三个阶段试验了 4 种工艺技术，取得了一定的效果，认识上也得到了进一步提高。 第一阶段 ： 1999 年 7 月 3 月，在马厂污水站进行了以“强化絮凝和净水作用”为主要思路的 Z 系列油田污水综合处理药剂的现场试验。它是一种由含铝、硅、磷等多种组分的高分子化合物和添加 剂的多功能药剂，其在净水效果减少污泥和污泥处置方面取得了一定的效果。可减少污泥 60污泥可作为建筑彩砖的材料处置。但在水质的连续稳定达标和细菌控制方面存在一定的不足。 第二阶段 ： 2001 年 8 月 6 月，在马厂污水站进行了“水质改性技术”配套 本思路是“先氧化、 后沉降；先杀菌、后控制”，试验取得了减少 A 剂用量 50以上，水质稳定达标的成效。其优势正是弥补了“水质改性技术”及“ Z 药剂技术”等工艺存在的不足。为在此基础上实施强化混凝的工艺技术、替代石灰，迈出了坚实的一步。 433 第三个阶段 ： 2002 年 5 月 11 月，先后在桥口污水站，马厂污水站进行了两种不同技术类型的工艺试验；其共同点就是在预氧（氯）化的基础上，试验配套不同类型的混凝剂，以完全替代“水质改性技术”中的 A 剂（石灰），达到减少污泥和污泥综合利用的目的。现分别介绍如下： （ 1）粉煤灰替代 A 剂混凝工艺技术 其主要技术思路是： 采用高级预氧化技术对产出水进行调理，使其有利于絮凝去除。 选用合理的水体 控制范围（ 选用合理的调整剂，弱化成替代 A 剂的调整 和混凝净水功能。 利用污泥回用、强 化絮凝，部分或全部取代混凝剂。 按照以上的技术思路，分成两个试验段： 第一段试验目的是：确定进一步减少和弱化 A 剂的加药量，确定高级氧化技术的最佳及运行参数。 该试验段各药剂加药量： 氧化剂） 40mg/l, 净化剂 50mg/l, 絮凝剂(l,00， 00 ，处理量 3000m3/d,高级氧化剂 浓度、冲击性投加，每周两天，浓度 6l，或连续低浓度投加 2-3 mg/l，加药成本 / 水质主要指标： 均 34，最高 46， mg/l， 434 细菌控制在 10 /它指标均达到水质要求，污泥比 ，降低了 70。 第二段试验目的是：用活性粉煤灰替代 A 剂，进一步强化絮凝净化效果，改善残渣结构，提高污泥脱水能力，实现污泥的回用循环。 粉煤灰是一种工业废料，富含硅、铁、铝等物质，由于其形态是一种玻璃体，强硬度，已在污水处理、肥料、建材等等多个行业中得到广泛应用。通过对其活化处理，既可以强化絮凝效果，改善絮体结构，优化水质，同时可提高污泥的脱水能力，又可以作为一种污泥改性剂，使污泥的 再利用成为可能。 该试验加药量：活化粉煤灰 700kg/d， 00 kg/d， 20kg/d,净化剂 125kg/d。 污泥回用期间：污泥一天一排污进原 A 剂池，加量同活化粉煤灰， 00 kg/d， 00 kg/d， 20kg/d,净化剂 125 kg/d。 水质指标： 均 26， mg/l。 其它指标同第一阶段。 由于采用了高级氧化技术对污水进行矿化处理后，产出的污泥成了疏水性极佳和吸附性好且不含 、 的活性矿物质，所以回用后可部分或全 部取代混凝剂。从而进一步降低残渣总量。 不足之处 ： 435 由于污泥回用量受现场条件制约，无法定量控制，影响了水处理效果。 污泥含油量的累积带来一定的负面影响。 混合反应的不彻底导致管线结垢速率高。 （ 2）高效复合絮凝剂工艺技术 其主要技术思路是： 配套 艺技术处理油田污水有预先氧化和高效杀菌的优势，在此基础上，利用复合絮凝剂的强力吸附高价金属离子的性能和高效净水性能，达到去除水中有害物质，和水质达标的目的，且保持水性不变、 不变、与地层水配伍性好。 该项新工艺自 2002 年 5 月在桥口污水站投入现场 试验。经过现场调整，目前水质稳定，污泥量减少了 90以上，基本达到了预期的目的。 加药量：复合絮凝剂 250l， l，除铁助剂80定剂 50mg/l，助凝剂 l，加药成本 / 水质指标： 均 25 以上， .5 mg/l，细菌 102个 /下，腐蚀速率 a 的部标。 污泥量：工艺运行半年以来，处理污水 24 万立方米，仅产生污泥 50泥减少率在 95以上，该污泥可掺入水泥、砂石之中，做成步砖类建 筑材料，基本上可以实现污水处理的零污染。 存在不足之处 ： 436 由于桥口污水站处理水与药剂的混合反应不彻底，不能充分发挥药剂的絮凝净化作用； 钻井污水比例相对较大，来水水质不稳定，加药调控难度较大。 产生的污泥疏水性差，污泥处理工艺不配套。 （ 3）通过近几年的污水处理试验，技术上取得了一定进步，认识上也有了进一步的提高： 艺技术为中小型污水处理站控制细菌和预氧（氯）化，提供了便利、有效的手段。 不同类型的混凝净水药剂，所需的混合、絮凝工艺条件不同。药剂和工艺必须配套，才能达到最佳效果。 污泥 的回用或脱水处理以及资源化固化处理，污泥含油量是关键的影响因素。 5、降低注水压力、提高注水效果的降压增注工艺技术 随着油田开发的不断深入，其注水压力呈逐年上升的趋势。一方面由于三个油田储层都属中低渗透油藏，、类油藏一般K 50 10其地质储量则占总地质储量的 逐步启动、类油层，使注水压力明显上升。另一方面，由于开发层位的转移，注水井调剖、分注、对应油井水淹层卡、堵等，控制了高渗透层，导致平均注水压力上升。 近几年来，我们对各种注水井降压增注工艺技术做了大量的研 437 究和应用工作 ，先后试验了接力式酸化、低伤害酸化、电脉冲解堵、 体爆破、除垢解堵等工艺技术。虽然不同程度地取得了一定的降压增注效果，但效果都不十分理想，主要是有效期短，降压增注措施效益不高，没有从根本上解决低渗堵塞造成的高压注水问题。随着认识的提高和配套工艺技术的进步，通过这两年来的探索、试验，逐步摸索出了一套适合低渗油藏的降压增注及驱油工艺技术。主要包括：以酸化热解堵为主的降压增注工艺技术和自生成气提高采收率的降压驱油工艺技术。 工艺技术的特点及机理 酸化热解堵工艺技术： 它是综合了以往各种类型酸化解堵的特长和 优点，以独特的强氧化剂、热力催化剂为主，添加活性剂、稳定剂、缓蚀剂等多种化学药剂复合配制而成。它与多种酸液（盐酸、土酸、胶束酸等）协同进行解堵施工，实施油层解堵，能有效地解除聚合物、细菌和硫化亚铁的堵塞，从而实现注水井降压增注的目的。 该工艺技术的特点是：除具备一般酸化功能，消除碳酸盐、硅酸盐以及重烃（蜡、胶质、沥青质等）对油层的污染外，还能有效地解除聚合物、微生物菌体及硫化亚铁等对地层造成的堵塞。 该解堵剂是无机硫化物和有机硫化物的选择性氧化剂，且能在很宽的 （ 2 10）范围内与硫化亚铁、硫化氢迅速反 应，将二价硫氧化成硫酸根，避免了硫化铁的二次沉淀，同时反应生成 438 的 H ，使酸液 上升速度减缓，防止氢氧化铁和氢氧化亚铁胶体的形成堵塞油层。同时通过酸液中添加铁离子螯合剂，使铁离子螯合，从而也避免了铁二次沉淀的产生。该处理剂添加了一定比例的缓蚀剂，确保腐蚀速率控制在 且在施工过程中，将处理剂全部顶替到地层深部，因此该处理剂对注水井井筒不会造成腐蚀。 自生成气提高采收率技术 ：它是利用 能生成气的溶液（该溶液由油水、低浓度酸，低浓度表面活性剂及聚合物组成）注入地层 ，溶液首先到达地层的高渗透层；在那里，溶液内部物质之间发生化学反应，放热并生成 体。溶液里的聚合物与酸液生成稳定的阻挡膜，使得溶液进一步到达地层低渗透部分，从而达到利用 由聚合物所形成的阻挡膜有效地阻止溶液流向高渗透层，使其更多地进入低渗透层。表面活性剂不仅改善水在地层中的流动特性，而且还能有效地防止井筒受腐蚀。生成的气液混合体使得注入水进入地层的阻力加大。地层内生成的 部分用于（溶于水）形成阻挡的隔膜，其余部分溶于油而使其体积膨胀以利于被驱动。 现场应用情况 截止到 2002 年 10 月 31 日，我们已实施降压增注综合工艺技术 26 井次，有效 26 井次，有效率 100。其中， 酸化热解堵工艺 439 技术 20 井次。对比措施前后平均单井注水压力由 降到 降了 均单井日注水量由 d,增加到 d,提高了 d。累计增注水量 95671计有效期2194 天，平均单井累计增注 效期 ； 降压驱油工艺技术 6 井次，对比措施前后平均单井注水压力由 降了 均单井日注水量由 41m3/d,增加到 d,提高了 d。累计增注水量 21223计有效期 445 天，平均单井累计增注 效期 。 在实施措施后，初期大部分井停用了单体增注泵，或后期降低了增注泵工作压力、增注时间，到目前为止仍有 8 口井停用了增注泵。 推广应用效果 降压增注效果： 2002 年以来实施降压增注综合工艺共计 26 井次，有效 26 井次，有效率 100。统计措施前后效果，平均单井注水压力由 降到 降了 均单井日注水量由 d,上升到 d,上升了 d。截止到 10 月 31 日，平均单井有效期 ，增注水量 449626 井次累计增注水量 116894计到 2002 年底，累计增注水量可达到 17 104 节能效果： 440 实施措施的井大部分为单体增注泵井，措施后均停用了一段时间，最短的 20 余天，最长的已达半年。统计停开增注泵的增注水量为 52650资料统计：h/开增注泵累计节约用电量为 对应油井增产效果（及开发形势） 实施降压增注综合技术以来， 24 口注水井对应油井 45 口井，经统计对应油井见效情况，有 18 口油井见到了一定的增油效果。平均单井日增液 ，日增油 ，累计增油 3087 吨。预计到 2002 年底，累计增油可达到 4500 吨以上。 结论与建议 从两年来降压增注工艺实施情况看，其效果明显优于一般的酸化解堵，这种酸化热解堵技术不仅适用于垢物堵塞解堵，也适用于铁硫化物及微生物等有机质的堵塞解堵。该降压增注工艺技术的开发与推广，实现了黄河南油田降压增注的重大突破，为降压增 注工艺的发展开辟了一条新途径。 6、提高采收率的生物酶解堵技术 2002 年我厂与珠海凯胜百克能源技术开发有限公司，就阿波罗 堵剂的引进认识与应用进行有益的试验，取得了很好的成绩。 由珠海凯胜百克能源技术开发有限公司引进美国阿波罗分离技术公司的生化产品，该技术目前处于领先地位。由 441 于商业原则和移植技术限制， 作用机理或设计细节上资料不完全，但从我们的生产实践和已掌握的资料解读 主要作用机理应理解为：解除（分解）沥青、胶质、蜡与杂质形成的包裹团，最大限度 地为油、气、水提供流通通道；改变（改善）岩石表面为润湿性，提高油相渗透率；降低稠油粘度，提高原油自身流变性。更深层次或更准确的理论定义，尚待进一步探讨。 从目前我厂施工的经验评价 具有施工工艺简单，见效迅速，成本回收快等优点。以桥 18为例，施工后 32 天已基本收回 本，累计增油 400 吨。桥 66和马 62井增产幅度很小，但自施工后（包括桥 18），均未进行热洗作业，也从另一方面证明了 验是成功的。 三、 结论与改进 从我厂开展的新工艺新技术的推广应用结果来 看，发挥了科技优势，起到了增储稳产作用，主要表现在： 1、已初步形成了老油田稳产的系列配套技术，尤其是综合压裂改造技术的成功试验，为老油田的稳产工作提供了有力的技术支撑。 2、碳纤维连续杆及配套的长冲程抽油机的成功应用，使我们在延长检泵周期、提高系统效率工作中出现了新的亮点，有望成为新一代的抽油换代产品。 442 3、新型水处理工艺的试验成功，克服了原水质改性技术污泥多等暴露出的突出矛盾，出站水质与地面配伍性更佳，在中小型污水处理站可完善工艺，全面推广应用，应该说污水处理又进入了一个新的时代。 4、江汉 压封隔器的成功引进，克服了过去分注有效期短的问题，为下一不全面开展一级或多级分层注水提供了技术支撑。 5、生产辅助设施配套，是采油厂生产的重要保障手段，采油六厂尽快投资建设后四厂，为采油六厂的生产保障和效益提高发挥重要作用。 四、 2003 年主要工作规划 在搞好 2003 年部署的基础上，抓好明年重点措施工作量的提前实施工作。搞好措施挖潜，最大限度地降低老井递减，一方面结合油田实际，进一步优化措施结构，优选措施方案，另一方面加强组织协调，搞好措施运行，确保各项措施顺利实施，以实现老井产量接替，确保油田稳产。 1、应用成型的六大技术，开展马厂油田技术改造 截止目前，马厂油田共有油水井 108 口，其中油井 63 口，注水井 45 口。 历年累计产油 吨，地质采出程度 可采储量采出程度 历年累计注水 立方米，累计注采比为 443 马厂油田总体已进入高含水开发阶段，针对水淹程度高，层内层间矛盾大，井况恶化等问题，采用了调驱、调剖堵水、分层压裂、水井降压增注、高压注水、电泵提液、小泵深抽、油水井大修等多项先进的采油工艺