胜利油田-胜利特色的浅海采油工艺技术与发展方向.doc

胜利特色的浅海采油工艺技术与发展方向申强作者简介：申强（1963-），男，高级工程师，主要从事浅海油田采油工艺技术研究。 刘殷韬（中国石化集团胜利油田有限公司 采油工艺研究院，山东 东营 257000）摘要：本文对胜利浅海采油工艺技术伴随着埕岛油田的持续开发积累的经验和所取得的重要进展，进行了全面的分析和总结。归纳了不同开发阶段面临的主要问题以及十多年来对油田高效开发产生积极影响的重大成果，对目前已形成的钻、完井油层保护技术、滩海油田防砂技术、海上自喷井、螺杆井和电潜泵井安全生产技术、油井生产测试技术和分层防砂分层注水综合配套技术等一整套具有胜利特色的，适用于滩浅海油田开发的采油工艺技术系列进行了客观的总结和评价。根据埕岛油田转入注水开发后存在的主要矛盾，本文重点围绕提高注水开发效果，在平台有效期内提高采收率这一关键方向，细致分析了目前采油工艺技术存在的不足，提出了今后的技术研究方向，以稳定海上原油产量，提高油田开发的综合效益。关键词：浅海 采油 油层保护 防砂 安全控制 油井监测 注水中图分类号： 文献标识码： The oil recovery technologies technique and its trend for the ShengLi shallow sea oil field SHEN Qiang, LIU Yin-tao (the ShengLi oil production research institute, ShengLi oil field company of limited liability, DongYing 257000,China)Abstract: In this paper, both the accumulated experience and the important headway for ShengLi shallow sea oil production technologies are fully analyzed and summarized, with the development of the ChengDao oil field, they are acquired. The key problems for different development phases and the important outcomes which have aggressively affected the highly active exploitation over a decade are generalized. In addition, the oil reservoir protecting technology for well-drilling and completion, the sand control technology for shallow sea oil field, the safety technology in production for natural flowing wells, screw rod wells and ESP wells, the well testing technology, the separated-zone sand control and separated-zone water injection technology and others form a full range of typical oil recovery technology series for ShengLi shallow sea oil fields, the series are objectively summarized and appraised. After the ChengDao oil field went into the water injection phase, there were a lot of obstacles. According to water injection effects, in the useful life of platforms, we select the key direction of the enhanced oil recovery to analyze the shortage for the present oil recovery technologies, at last we come up with the technical study direction for the future. In a word, our purpose is to stabilize offshore crude outputs and advance the complex efficiency of field exploitation.Key words: Shallow sea; oil recovery; oil reservoir protecting; sand control; safety production; well test; water injection0 前言胜利浅海埕岛油田是我国极浅海地区投入开发建设的第一个百万吨级自营油田，目前已发现了明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、中生界、古生界、太古界等七套含油气层系，共上报地质储量38462104t，其中馆陶组上段探明地质储量29544104t，占上报探明总储量的76.8%，是该油田的主要含油层系。该油田自1993年投入大规模开发至今，经历了四个重要的开发阶段：19931994年东营组及中生界油藏投产阶段，以自喷生产为主，建成30104t产能规模；1995年馆陶组油藏开发先导试验阶段，先期防砂配套电潜泵和螺杆泵生产，建成60104t产能规模；19961999年馆陶组油藏全面开发阶段，大面积推广了先导试验的成果，建成200104t产能规模；2000至今馆陶组油藏注水开发阶段，采用分层防砂分层注水技术，保持了年产220104t产能规模。浅海采油工艺技术作为浅海油田开发系统工程的重要环节，伴随着埕岛油田的开发，在迅速建成产能、落实油田开发指标及提高采收率中的发挥了重要作用。针对不同开发阶段的主要矛盾，从技术的全面引进到自主开发，胜利浅海采油技术在油气层保护、防砂、安全生产、生产测试和分层注水技术等领域取得了一系列的重要进展和成果，为实现储量有效动用和保持油田持续稳定发展提供了坚实的技术支撑。1 胜利浅海油田开发特征埕岛油田开发区内水深一般在218米之间，采油工艺配套技术须考虑安全控制、环境保护、防腐和抗风浪等要求。尽管其油藏类型与孤东油田和孤岛油田相似，但开发难度和风险却很高，具有高投入、高风险的开发特征。埕岛油田开发的主力层位为馆上段，油层胶结疏松，泥质含量高，纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，且油稠，采油指数低，属边际油田。由于该油田为常压系统，压力系数低（0.98），因此生产方式立足于机械采油方式生产。为尽快收回投资，取得较好的经济效益，方案部署时采用一套层系开发，储量一次动用，初期油井产能较高，开发效果较好。海工建设以海上中心动力平台为主，配套辅助简易卫星采油平台。卫星采油平台中心平台陆地之间采用海底电缆和海底管线的方式进行地面动力供给和原油输送，并有配套的生产控制平台对其进行控制管理，从而大大减少了井口平台面积。但地面井口距离只有2m2m，使得采油生产方式的选择受到很大限制。受地理环境限制，埕岛油田以大密度定向井丛式井组的布井方式为主，其井身结构为直增稳的三段式井身剖面，油层套管一般为177.8mm9.19mm的N80套管。油井井底垂直深度一般为1500m1700m，造斜点在500m700m，最大井斜为57，最大全角变化率达6.67/30m。2 胜利浅海采油工艺技术现状和重要进展胜利浅海油田采油工艺由借鉴陆上油田经验起步，在消化引进国外技术的基础上，逐步完成了向自主研发的转变。在深化基础理论及室内研究的前提下，实现了能够针对油田不同开发阶段强化技术的综合配套和集成攻关，使采油工艺进一步配套完善，应用效果显著。其中，有五项系列配套技术应用最为广泛，且对埕岛油田的高效开发产生了积极影响。2.1 海上疏松砂岩油藏油层保护技术油层保护技术的指导思想是：从打开油层最初接触产层的作业开始，一直贯穿到以后可能接触油层的所有作业，包括钻井、固井、射孔、防砂、完井、投产及增产（增注）措施的全过程中。2.1.1埕岛地区馆上段储层敏感性特征埕岛油田馆陶组为粘土胶结的疏松砂岩油藏，岩性以粉砂质细砂岩为主，油层埋藏浅，胶结疏松，易出砂。其粘土矿物含量为7.515，主要为水敏性粘土矿物。其中蒙脱石平均含量45.4，伊利石平均含量11.2 。储层敏感性评价结果表明，埕岛地区油层具有中强水敏性，15%盐酸酸敏，盐敏临界盐度为3000mg/L，Ng上4强碱敏、Ng上51弱碱敏。2.1.2对钻井液的要求埕岛油田常规泥浆性能失水在5.216.8ml。根据试验结果，泥浆滤液对岩心的伤害率为1185，平均52，现场测得的表皮系数最高为25.0。通过室内试验研究，为控制泥浆滤失量使油层伤害尽量减少，选用MMH正电胶泥浆体系（原海水基聚合物低固相不分散铵盐泥浆+MMH正电胶），并添加ZD-3型超细CaCO3屏蔽暂堵剂对地层进行屏蔽暂堵，以达到快速（10min）、短距离（3cm）封闭油层，阻止有害液相和固相进入油层内部，从而达到保护油层的目的。因此，对钻井液配方提出如下要求： 选择粒径为812m的ZD-3超细CaCO3作架桥粒子，浓度为3.5。 加入12的磺化沥青或油溶性树脂作可变形粒子。 钻开油层时泥浆相对密度要求小于1.15，粘度2535s，API失水6ml。 泥浆滤失量（静态）5ml（P=3.0MPa，t25min，=65）。2.1.3对射孔液、防砂施工液、压井液和洗井液的要求为严格控制地层的二次污染，要求射孔液、作业压井液和洗井液应采用海水基入井液，并满足不沉淀、不结垢、不腐蚀、安全低毒、能有效控制地层出砂、最大限度保持地层原有产能的要求。室内取样分析化验结果证实，埕岛海区的海水与馆陶组地层水在水型、水组、亚组方面均十分接近。室内配伍性试验结果证明二者是相互配伍的，混合后不会产生结垢等不良反应。使用海水基入井液将不会存在地层水敏的问题。同时埕岛海区海水密度1.021.03g/cm3，与馆陶组地层压力系数相近。因此使用海水基射孔液、作业压井液和洗井液是适宜的，也是经济的。 射孔液：过滤海水+2%BF-901+0.2%CW-01 压井液：无固相泥浆+2%BF-901+1%SP-169 洗井液：过滤海水+1%SP-169+4%KD-93+2%SW-91 前置液、后置液：过滤海水+0.2%BM-5 处理液：过滤海水+0.2%BM-5+67%SW-91 老井作业前的屏蔽暂堵液：过滤海水+20%TR-5各种入井液在入井前均经过二级过滤，将固相颗粒控制在5m。室内综合性能评价结果表明，该海水基入井液配方具有良好的防腐、防乳（破乳）、低表（界）面张力、低伤害等综合性能，固相颗粒粒径小于5m、含量低于3.5，腐蚀速度仅0.044g/(m2h)，8小时破乳率可达100，表面张力ow小于2.5mN/m，对岩心的伤害率仅为7.95，密度在1.021.15g/cm3范围内可调。2.2 海上油田防砂技术系列随着海上防砂装备的不断完善和技术的更新，针对油井所处的不同生产时期和生产条件，滩海油田防砂技术采用了悬挂滤砂管防砂（先后发展了绕丝筛管、金属棉滤砂管、金属毡滤砂管、割缝筛管、精密微孔滤砂管等主要防砂装备），砾石充填防砂，膨胀筛管防砂，挤压充填防砂等多项防砂完井技术。目前埕岛油田累计油井防砂369井次，绕丝筛管砾石充填（21井次）、割缝筛管砾石充填（7井次）、预充填绕丝筛管（42井次）、预充填割缝筛管（89井次）、金属棉滤砂管（147井次）、金属毡滤砂管（63井次）六种防砂方法。防砂井井口化验含砂平均0.01%，防砂后油井产能平均下降10%15%，远低于陆上油田的产能损失水平。2.2.1 石充填防砂工艺技术砾石充填防砂具有防砂效果好、防砂有效期长的特点。在逐步配备海上撬装施工设备的基础上。目前已进行了28井次砾石充填防砂，主要应用了绕丝筛管砾石充填防砂和割缝筛管砾石充填防砂两种技术。充填方式以反循环充填为主，在部分井中也采用了正循环充填方式。在现有海上平台作业条件下，使用了船载施工设备远距离充填防砂的施工方式。对生产早期进行防砂的油井进行环空砾石充填防砂，由于油层出砂量小，地层亏空程度低，油井的生产时间较长，有效期最长已超过9年，如CB11C-5、CB25D-5、CB22C-1、CB1C-3等井；生产中、后期的油井地层亏空较大，近井地带岩石骨架较疏松，井壁稳定性较差，通常采用挤压充填的方式，保证了这些井的正常生产，如CB12A-5、CB12A-6等。2.2.2 滤砂管防砂工艺滤砂管防砂采用一趟管柱将防砂管柱及器材下入井中，坐封、丢手即可完成防砂施工。工艺简单，操作方便，作业周期短，成本低，防砂效果好，受海况影响较小，因此在埕岛油田得到广泛的应用，主要采用的滤砂管有金属棉滤砂管、双层预充填绕丝筛管、金属毡滤砂管、预充填割缝筛管等，目前正在试验应用精密微孔滤砂管。2.2.1.1 金属棉滤砂管防砂埕岛油田自1995年开始使用金属棉滤砂管防砂，至1999年底防砂147井次，由于该种滤砂管，加工工艺简单，抗压强度高，抗弯曲性能好，易于运输，适合海上大斜度井及复杂作业状况，因此是埕岛油田初期防砂应用最广泛的一种防砂方法。CB11E井组是先投产之后进行防砂的一个井组，该井组1995年7月投产开发，投产初期未防砂，到1996年7月，有4口井由于地层出砂，产量迅速下降，平均日产液9.34t/d，96年7月8月对这4口井相继进行了防砂作业，恢复了油井正常生产，平均日产量85.6t/d，为投产初期的90%。可见金属棉防砂为埕岛油田开发初期的持续稳产高产发挥了重要的作用。统计资料表明：金属棉滤砂管防砂平均采油强度4.1t/dm，平均防砂有效期2年3年，防砂一次成功率达98%以上。2.2.1.2 预充填筛管防砂双层预充填绕丝筛管防砂从1995年开始应用，到1998年累计应用42井次。由于加工质量难以控制，1998年以后不再生产该种滤砂管，而采用预充填割缝筛管进行替代。目前应用该滤砂管防砂施工已达89井次。预充填割缝筛管在生产时间较短，出砂不太严重，采液强度较低的情况下，能够保持油井的正常生产；对于老井老层，出砂严重，出砂粒度中值较小的井，防砂有效期较短，对采液指数影响较大。2.2.1.3 金属毡滤砂管防砂金属毡自2000年开发应用的，它是采用不同粗细不锈钢金属丝，加入某种化学剂铺压成毡，然后缠绕在滤砂管基管外，再用固定零件将缠绕的金属毡紧紧地固定在基管上，套上外保护筛管进行焊接。该滤砂管过滤层自成一体，加工质量容易保证。金属毡滤砂管防砂在新投产井中应用较为稳定，大部分目前仍正常生产，中间停产的只2口井；对于老井原层防砂，基本上保持了油井的正常生产，最长生产时间已经超过4年，但随着地层出砂的日益严重，对产能的影响也日益增大。针对注水井研制的双层金属毡滤砂管应用效果比较突出，在使用的24口分层注水井中，没有发现出砂影响注水效果的现象，最长的使用期已超过5年，检换管柱时没有发现滤砂管腐蚀破损的现象。2.3 海上油井安全生产配套技术随着胜利浅海油田的开发由自喷向机械采油的过渡，油井安全生产控制装备针对不同生产完井方式的转换而不断丰富和发展，由自喷完井安全控制系统发展了螺杆泵、电潜泵控制系统，装备由井下发展向地面，控制方式由手动发展向自动控制集成。目前，整套控制系统已形成了成熟完备的技术体系。2.3.1 油井安全生产控制系统油井安全生产控制系统主要包括井下装备和地面装备两大部分。其中：井下安全控制装备包括井下安全阀、环空封隔器、电缆穿越器、排气阀等；地面安全控制装备包括井口安全阀、液压控制盘、紧急关断阀、易熔塞等。各装备间的液压连接管路采用了高压液控管线、高压针形阀及压力表。 井下安全控制系统生产井中，油管产液通道和油套环空是油气层与地面连通的两个通道。井下安全控制系统安装在泥线以下特定的深度，分别采用井下安全阀控制油管的产液通道，采用环空封隔器封闭油套环空。环空封隔器上预留了电泵电缆、液控管线和测试管线的穿越通道，并分别匹配不同的穿越接头紧固和密封；同时，环空封隔器上安装的排气阀是井下控制环空通道开关的主要设备。 地面安全控制系统液压控制盘安装在地面便于操作的区域，是安全控制系统的核心设备。它预留了单井井下安全阀、排气阀和井口安全阀的液压控制接口，以及整个井组的易熔塞和紧急关断控制回路。正常生产时，该装置负责向整个控制系统提供足够的液压，并保持液压基本稳定；正常关井时，先停泵，再手动控制安全阀和排气阀的顺序关闭；紧急关断阀通常安装在远离井口的逃生通道附近，紧急关井时，开启该阀，可将整个控制系统的液压系统泄压，关闭全部由液压控制盘控制的生产通道；易熔塞安装在井口附近或重要生产区域，在平台失火时，温度高于95即被熔化，使整个控制系统的液压系统泄压。 辅助设备整套安全控制系统之间采用1/4in高压液控管线实现液路连通；采用高压针形阀控制液路的通断；采用三通与压力表显示液路压力；配套各种螺纹压缩式接头实现管线间的连接。液控管线及配套接头通常采用316不锈钢作为本体材质，标称压力为10000psi（70MPa）或15000psi（100MPa），可根据实际应用情况选用。埕岛油田投产初期，安全生产控制系统全部依靠引进国外产品，单井寿命最长已超过10年。目前整套系统已完成国产化改造，并逐渐发展为井口与井下控制系统系列，单井应用寿命最长已超过6年。2.3.2自喷生产配套技术对自喷投产的海上油井，配套了井下安全阀、环空封隔器等井下安全控制工具，根据井况条件和生产要求的不同，主要采用两种技术方案： 常规一次管柱自喷生产完井除在自喷投产管柱上配套井下安全控制系统外，埕岛海上常规自喷生产完井管柱安装了两种测试仪器的座落短节、机械式滑套，以满足正常生产测试要求和检换管柱时的压井作业要求，该管柱对含气量不高，作业安全控制到位的生产井应用效果良好。 二次管柱自喷生产完井对井下压力较高，生产气量较大的自喷井，通常采用二次管柱完井的方式：首先在产层顶部安装插入式桥塞，然后下自喷完井管柱，底部安装密封插头插入桥塞内的滑套，将之开启；在管柱特定位置安装油管补偿器，以便于其下部管柱靠自重插入桥塞；管柱上也配套了井下安全阀、座落短节及机械式滑套。该管柱在修井作业时可拔出桥塞，桥塞内的控制滑套自动复位，封闭产层，因此对油层的保护性较好，安全可靠。浅海自喷井安全生产完井管柱经过83井次的现场应用，满足了埕岛油田新井自喷投产要求。管柱平均有效期达941天，其中自喷期最长的CB11A-5井已安全生产超过10年。2.3.2电泵生产配套技术随着埕岛油田逐步进入中高含水期，大部分生产井已采用潜油电泵采油方式。电泵生产配套技术主要采用了以过电缆封隔器为主的管柱配套,可用于多层合采或封下采上油井；利用过电缆封隔器上的排气阀，可实现电泵电缆的无损穿越和定时排放套管气，还可允许永久式井下测压系统的多路测压管线穿越。 定向井加强型潜油电泵机组。在全角变化率大于3/30m定向井中应用加强型潜油电泵机组，其改进主要包括：采用了胶囊式保护器、减小了机组长度、改进了机组之间的连接方式提高抗弯曲能力，使电泵机组在7in套管井中可适应8/30m的井身轨迹曲率变化。 小排量电泵机组随着油田开发范围的不断扩大、开发时间的延长，低产能井、供液条件较差的油井越来越多。为了与地层的实际供液情况相匹配，埕岛油田开发了理论排量为80、60、45m3/d的小排量电泵机组，取得了良好的使用效果。 电缆防护工艺海上大部分井是斜度较大的定向井，电泵井电缆保护一直是电泵井施工的薄弱环节。在油井造斜点以上，油管接箍安装一个双联金属保护器，油管中间安装一个橡胶保护器；造斜点以下，油管本体增加两个单连金属保护器；小扁电缆采用槽式保护，外加小扁特制保护器。该方法确保了大扁、小扁电缆下井过程中不被挤伤,应用后取得了良好的效果。目前海上电泵生产井平均单井日产液60.7t，日产油49.9t，平均免修期达645天，生产最长的CB11E-1井正常生产1960d。2.3.3螺杆泵生产配套技术针对海上馆陶组部分油井油稠、易出砂、油井产液量不高的特点，采用了以螺杆泵封隔器、机械式油管锚等为主的地面驱动螺杆泵采油生产配套技术，可通过封隔器上的排气阀实现环空定时排放套管气功能，还可允许井下永久式测压系统管线的无损穿越。 双头螺杆泵双头螺杆泵由双线螺杆转子和三线内螺旋面定子组成，与单头螺杆泵相比，具有以下特点：转子在运动时偏心小；定子橡胶遇油膨胀后不均匀变形小；在相同尺寸下，双头螺杆泵的举升扬程和排量都较大。 变频起停技术螺杆泵变频起停装置是将变频控制技术应用于螺杆泵井的控制系统，可实现对螺杆泵电机的“软启动、缓停车”和无级调速。该装置具有以下功能：可实现螺杆泵井的“软启动”，以降低对电网的冲击；可通过改变电机运转频率来调节油井生产参数；实现了螺杆泵井的“缓停车”，防止停机时出现机械故障；可通过设置最大启动保护电流来防止系统故障的发生。 应用空心抽油杆空心抽油杆由于其结构的特殊性，与实心抽油杆相比，其良好的抗扭性能更适合于驱动井下螺杆泵。在相同螺杆泵井的条件下，36mm空心抽油杆的安全系数要比25mm的D级实心抽油杆高一倍。螺杆泵井主要应用了PC37514、PC46014、PC37011、120DT54、180DT54等5种泵型，各井均使用了变频调速装置，效果良好。目前平均单井日产液36.7t，日产油29.5t，平均免修期达995天，生产最长的CB11C-5已正常生产2100d。2.4 生产动态监测技术埕岛油田油井生产动态监测技术以毛细管测压技术为主，该技术通过随完井管柱入井的传压筒、1/8in毛细管将井底压力实时传送至地面采集设备，测试数据可通过人工数据回放或接入RTU远传系统发回处理。该技术通过对区块的多点监测，有效的记录了地层压力数据的变化历史，为油藏地质部门进一步认识储层情况提供了宝贵的基础资料。毛细管测压系统主要由地面部分（氮气源、氮气增压泵、空气压缩机、安全吹扫系统、压力变送器、计算机、数据采集控制系统）和井下部分（井口穿越器、过电缆封隔器穿越器、毛细钢管、传压筒、毛细钢管保护器）组成，其中数据采集控制系统由数据处理单元、控制单元、自动控制和显示器组成，自动控制又包括继电器和电磁阀；安全吹扫系统包括单流阀、高压针阀、定压溢流阀等。该系统将各种测试元器件全部转移至地面，使整套装置的耐温、耐压及适应井斜的能力较常规压力测试方法得到大幅提高，且全部实现了压力数据的实时显示和存储，满足了各种生产压力测试、稳定试井和不稳定试井的要求。埕岛油田初期生产动态监测系统主要引进国外技术，目前已安装76口井，最长有效期超过7年。该技术于1998年实现了国产化研制定型。目前该国产化监测系统共在胜利油田、大港油田和长庆油田安装了37口井，监测系统全部达到了管柱寿命。其中，系统寿命最长达到6年，下深最大达到4430m，最大适应温度371，最大应用井斜达73.5。现场应用表明，该系统对井况适应性好，运转稳定，测试资料准确，检修方便，可满足各种油井压力监控和生产试井要求。2.5 分层注水工艺技术埕岛油田采用一套层系、大井距开发，层间和平面矛盾比较严重。同时，因实施转注滞后近23年，油藏局部已经进入溶解气驱阶段，且转注实施周期长达45年，导致地层压力下降严重。针对该油田日益突出的注水开发问题，埕岛油田研究应用了以扩大管柱内径为核心方向的大通径分层防砂分层注水技术，与之配套了分层验封工艺和分层测试工艺。通过一批新装备的研发，形成了一整套适合海上复杂地质及海况条件下出砂油藏大斜度定向井分层注水的成套开发技术，有效的提高了该油田分层注水对应率和主力层水驱控制程度。至2004年12月，大通径分层防砂分层注水工艺在胜利浅海埕岛油田共推广应用于38口注水井完井，其中分层卡封合注井1口，一级二段式分注15口，二级三段式分注22口；分层流量测试技术应用86井次，分层验封52井次。实施情况表明，工艺施工成功率达到100；测试成功率达95.3，资料合格率达90.7；验封合格率达78.8。周围邻井见效明显。目前馆陶组油藏地层压力稳中有升，平均每采出1%地质储量地层平均压力下降仅为0.15MPa（前期为0.60.7 MPa）。馆上段平均水线推进速度0.43m/d，主力油层水线推进速1.15m/d。油井见注入水井数仅有48口井，含水上升率由注水前的6.6%降为3.8%，转注后的含水上升率远远低于数模预测的8-12%左右。注水后，油井产液量递减幅度明显减小，馆陶组自然递减率为13.0%，比转注前降低9.5%。3 开发效果及认识截止到2004年11月，埕岛油田共投产生产井289口，其中油井232口，日产油能力6081t，日产油水平5813t，单井日产油能力40.9t，单井日产油水平28.0t，综合含水44.4%，采油速度1.1%，采出程度9.1%；注水井57口，日注水量5173m3，平均单井日注水量108.8 m3，累积注水446.426104m3，注采比0.66。生产井中，电潜泵总井数181口，占81.1%，开井160口，单井日液能力58.6t，日产油能力4730.8t，占78.2%，含水46.6%，平均检泵周期849天。螺杆泵总井数28口，占12.6%，开井26口，日产液能力841.3t，单井日液能力32.4，日产油能力519.4t，占8.4%，含水38.3%，平均检泵周期1328天。潜油螺杆泵井4口，占1.8%，开井3口，日产液能力74.7t，单井日液能力24.9t，日产油能力48.3t，占0.8%，含水35.3%，平均生产时间201d。自喷井总井数19口，占8.5%，开井14口，日产液能力973.5t，单井日液能力74.9t，日产油能力902.3t，占14.5%，含水7.3%。综合几年来埕岛油田开发技术发展成果，对海上采油工艺技术有如下认识： 开发全过程实施严格的油层保护措施，降低了油层污染，保证了油井高产稳产。 高质量的先期防砂，确保了油井长期正常生产。 采油方式和生产参数选择合理，增加了油井生产时率、延长了油井的免修期。 油井生产测试技术加深了对油藏的动态认识，使增产措施具有较好的针对性和可靠性。 由于天然能力不足，油井产量递减快，应加快注水工作实施进度，保护地层能量，减缓油井产量的递减。4 目前油田开发过程中面临的困难4.1 海上生产设施寿命与提高采收率间的矛盾从埕岛油田93年正式投入开发到2004年，许多馆陶组油井采油平台、海底管线已使用10年。按海上平台、海管的设计寿命15年计，如果后期进行加固、维修，延长35年使用寿命，早期投产的馆陶组油井采油平台、海底管线还能生产810年的时间。馆陶组主力油藏预计采收率19.8%，截至2004年10月，馆陶组油藏采油速度1.1%，采出程度9.4%，如果按照目前的采油速度，到平台有效生产期结束，埕岛油田的采收率预计为16.3，造成地下资源的浪费。为此，埕岛油田必须提高采油速度，实施“强注强采”政策，加大提液力度，提高注水质量，以在平台有效期内获取最大的采收率和经济效益。但由于目前在用的许多注采工艺技术还存在许多不适应“强采强注”的技术问题，需要进行进一步完善，以提高其对埕岛油田中后期油井生产的适应性。4.2 注水政策和注水工艺不能适应目前油田的生产要求由于2000年埕岛油田才转入注水开发阶段，注水时间比方案设计滞后了2年，造成地层亏空严重，使地层目前的平均压降达到了3.49MPa，低于馆陶组地层的饱和压力23 MPa。按照所制定的温和注水政策，在恢复阶段设计注采比为1.11.2，稳定注水阶段设计注采比为1.0，使得埕岛油田地层压力恢复缓慢，地层亏空也给采油、作业工作带来一系列难题，压力恢复缓慢是目前电泵提液困难的一个重要原因。4.3 采油方式适应性变差，提液强度不能满足强采要求由于埕岛馆陶组油层为常压边际油藏，主要生产方式是电潜泵，初期配产一般在4060t/d。但随着生产时间的延长，注水工作的见效，油井含水逐渐上升，综合递减率开始加快。这种情况下初期的配产指标已不能满足油田加大提液量、稳定原油产量的要求，电泵的生产适应性逐渐变差。同时，由于平台设计配电负荷的限制，目前仍有部分油井采用地面驱动螺杆泵方式生产，其下泵深度和排量都不能满足强采要求。4.4 油水井配套工艺技术不完善，需进一步加强研究攻关 中高含水期常规防砂工艺对大泵提液的适应性有待研究目前部分油井存在提液难度较大的问题，当前开展了提液试验，对原来60m3/d的电泵井改下100m3/d的电泵，发现建立不起生产压差，油井产液量提不起来。常规滤砂管防砂、循环充填防砂工艺对大泵提液强采的适应性有待于进一步研究，最新应用的压裂防砂工艺和分层挤压充填工艺还需要进一步完善和评价。 油井储层堵塞机理及解堵工艺还需进一步研究目前对油井储层生产期间堵塞和作业期间污染堵塞的机理还需进一步认识，目前的解堵措施有的见效不明显，解堵工艺还需进一步优化。地面配套设备不能适应大泵提液的要求在中高含水期，海上油井生产必然采用大泵提液来提高采液强度，油井用电负荷将大大增加，对目前平台配电设备要求也将增加。同时，随着埕岛外围一些稠油区块的陆续投产，受海上条件的限制，油井电加热等稠油冷采工艺将投入使用，目前的配电系统也急需增加容量来满足生产需要。另一方面，在相同的含砂量下，井组油井的出砂量将会增加，势必会影响地面计量设备、油流管线的寿命。因此，地面除砂设备需进行研究和配套。4.5 水井调剖、解堵工艺处于探索阶段加强注水工作的中心是提高注水的有效性，提高注水质量，但随之带来的是大量的注水井堵调工作。由于受海上平台条件、海况条件、油井生产任务的影响，目前该项工作仍处于探索阶段。2004年埕岛油田已实施了5口注水井调剖施工，水井解堵工艺实施了8口井，调剖井的注水压力有所上升，其效果还有待于进一步观察。4.6 小结由上分析可知，目前海上采油生产的各种工艺配套技术对馆陶组开发中后期“强采强注”还存在较大的不适应性，面临着油井出砂加剧、海上大斜度定向井大泵提液、提高定向井分层注水有效率等诸多挑战。因此，为了实现“强采强注”，提高埕岛油田的采收率和经济效益，海上采油生产除继续加强海上油水井的生产管理、制定适宜的生产制度外，采油工艺技术需积极开展注水完井工艺优化、水井调剖解堵工艺、裸眼完井方式、油井防砂适应性、油井解堵工艺、电泵管柱适应性、地面设备适应性等一系列研究工作，以及早解决馆陶组中后期生产面临的工艺技术问题。5 海上采油工艺今后的发展方向经过几年的发展，胜利海上采油工艺技术尽管取得了可喜的成绩，但随着开发程度的不断加深，各种矛盾会越来越突出，影响海上原油产量稳定和开发效益。因此，应围绕在埕岛油田平台、海管寿命期间最大限度提高油田开发效益这个中心，研究馆陶组开发中后期强采强注面临的工艺技术问题。5.1 继续完善海上分层注水工艺，提高分层注水合格率，提高水驱程度随着埕岛油田注水工作的进一步开展，规模逐扩大，现有注水工艺逐渐暴露出