顧立明（中國石油冀東油田公司開發(fā)處）

油田采油生產(chǎn)單位的能耗有80%是電能，節(jié)能工作主要圍繞降低單耗和控制用電總量來開展。通常每年的節(jié)能技改項(xiàng)目、提高五大系統(tǒng)效率等工作都是為了降低采液單耗、注水單耗和集輸單耗，而用電總量主要取決于油田產(chǎn)液量、地層能量、注水量、注水壓力等因素。降低單耗在一定程度上也能減少總量，但其作用和效果遠(yuǎn)不如油田開發(fā)技術(shù)政策的調(diào)整。

當(dāng)油田開發(fā)進(jìn)入特高含水階段，綜合含水對能耗總量的影響尤其明顯[1-2]。如何根據(jù)油藏特點(diǎn)和主要矛盾采取穩(wěn)油控水措施、提高驅(qū)油效率，減少油井產(chǎn)水量和注水井無效注水量，這是控制用電總量的根本措施，也是油田可持續(xù)發(fā)展急需研究的課題。

1 不同類型油藏特點(diǎn)及能耗分析

以冀東油田某作業(yè)區(qū)為例，主力區(qū)塊主要是復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏，按含油層系可分為三類：淺層的 Nm、Ng；中深層的；深層的

1.1 油藏開發(fā)特點(diǎn)及主要矛盾

淺層為天然水驅(qū)油藏，高孔高滲，儲層疏松且非均質(zhì)性強(qiáng)，邊底水活躍，優(yōu)勢滲流通道發(fā)育，油水關(guān)系復(fù)雜。開發(fā)上以層內(nèi)矛盾為主，油藏已整體進(jìn)入特高含水后期，85%以上的儲量已經(jīng)暴性水淹，部分區(qū)塊綜合含水超過95%，自然遞減率高達(dá)29%。

中深層為注水開發(fā)油藏，中孔中滲，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，連通率低，縱向上生產(chǎn)井段長，層間非均質(zhì)嚴(yán)重，多層合注合采。開發(fā)上以平面和層間矛盾為主，單層突進(jìn)井?dāng)?shù)占43%，無效或低效循環(huán)嚴(yán)重，驅(qū)油效率低，動用程度差。

深層為注水開發(fā)油藏，中低孔中低滲，部分低孔低滲，埋深3200～4000m，儲層物性差，砂體規(guī)模小，難以形成有效的注采系統(tǒng)。開發(fā)上以平面矛盾為主，注采關(guān)系難以合理配置，注水層啟動壓力大多在30MPa以上，欠注、注不進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，油井能量得不到補(bǔ)充。

由于“三大矛盾”導(dǎo)致油田穩(wěn)產(chǎn)難度大，注水開發(fā)油藏自然遞減達(dá)到19%。如果依靠強(qiáng)注強(qiáng)采來維持穩(wěn)產(chǎn)，勢必造成能耗總量的成倍增加。

1.2 油藏用電單耗特點(diǎn)

為分析采油單耗與油藏的關(guān)系，在三類油藏各選取30口典型油井，統(tǒng)計(jì)與單耗有關(guān)的平均單井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行對比分析（表1）。

這里所說的采油單耗是指機(jī)采井用電單耗，包括噸液耗電和噸液百米耗電。結(jié)合相關(guān)理論和現(xiàn)場實(shí)際分析表1數(shù)據(jù)，不難發(fā)現(xiàn)：

1）噸液耗電的主要影響因素為液面深度。因?yàn)榈攘恳后w舉升高度越大耗電越多，深層油藏動液面是淺層的5.6倍，相應(yīng)的噸液耗電為4.7倍。泵效對噸液耗電也有影響，但泵效本身主要受液面深度影響。

2）噸液百米耗電考慮了液面對噸液耗電的影響，相對來說是比較綜合的能耗指標(biāo)。其他條件相近的前提下，其主要影響因素為泵掛深度。相同的液量從2000m舉升到1000m和從1000m舉升到井口相比，舉升高度相同，但耗電量是不一樣的，前者需要克服更多的摩擦阻力、震動載荷等。這里的淺層噸液百米耗電反而更高（表1），主要受原油物性影響。淺層是常規(guī)稠油油藏，雖然整體高含水減弱了影響程度，但個(gè)別井的噸液百米耗電仍然超過了5kWh。

表1 各類油藏機(jī)采井系統(tǒng)效率及單耗對比

1.3 機(jī)采系統(tǒng)效率分析

淺層、中深層、深層的沉沒度分別為857m、612m、262m，系統(tǒng)效率分別為18.1%、22.3%、19.7%，說明沉沒度在600m左右比較合理。分析認(rèn)為，機(jī)采系統(tǒng)效率實(shí)際上反映了舉升系統(tǒng)的供排協(xié)調(diào)關(guān)系，協(xié)調(diào)關(guān)系越好系統(tǒng)效率越高。

淺層的單井平均泵掛1219m，平均液面362m，明顯不合理。實(shí)際上淺層油井舉升設(shè)計(jì)綜合考慮了各種因素，如泵掛位置避開造斜點(diǎn)、減少停井時(shí)的套管沉砂量、降低排量控制含水上升等，即人為因素導(dǎo)致供排不協(xié)調(diào)，致使淺層的系統(tǒng)效率偏低。

為分析系統(tǒng)效率與能耗之間的關(guān)系，筆者統(tǒng)計(jì)了大量測試數(shù)據(jù)，結(jié)果顯示：抽油機(jī)井、電泵井和螺桿泵井，其平均系統(tǒng)效率分別為23.4%、29.3%、34.4%，噸液耗電分別為13.3kWh、12.6kWh、5.9kWh，噸液百米耗電分別為0.98kWh、1.1kWh、1.2kWh。三種機(jī)采方式的系統(tǒng)效率差別較大，但噸液百米耗電相差無幾，甚至是負(fù)相關(guān)，說明系統(tǒng)效率并不能真實(shí)反映機(jī)采井能耗水平。

統(tǒng)計(jì)全油田的機(jī)采井宏觀控制圖合理區(qū)比例，抽油機(jī)井、電泵井、螺桿泵井分別為45%、52%、59%，進(jìn)一步說明機(jī)采系統(tǒng)效率與供排協(xié)調(diào)關(guān)系直接相關(guān)。

1.4 油藏類型與能耗的關(guān)系

很明顯，影響油藏開發(fā)能耗的客觀因素有油藏埋深、地層能量、儲層物性、油品性質(zhì)、含水、氣油比等，采收率、驅(qū)油效率等因素主要取決于開發(fā)技術(shù)水平。前文所述，噸液耗電、噸液百米耗電、系統(tǒng)效率均不能反映油藏開發(fā)的能耗水平。由于各類油藏的油水井?dāng)?shù)和開發(fā)規(guī)模不同，用電總量也不能反映油藏的能耗水平。對于采油生產(chǎn)單位來說，噸油氣當(dāng)量采注輸用電單耗（噸油耗電）是綜合性最強(qiáng)的能耗指標(biāo)，能夠客觀反映油藏開發(fā)能耗水平，具有橫向和縱向的可比性。

表2 各類油藏噸油（氣）單耗對比

統(tǒng)計(jì)不同類型油藏采油注水用電比例（集輸用電比例與產(chǎn)液量比例相同）和噸油耗電（表2），有幾個(gè)明顯特點(diǎn)：

1）淺層油藏產(chǎn)液量占70.9%，采油用電只占38.5%。淺層注水量主要為調(diào)剖注入水量，注入壓力不高，注水用電比例只有8.2%。由于綜合含水高達(dá)96.3%，噸油耗電仍然高于深層油藏。

2）中深層油藏的采注輸用電都不是最高的，而噸油耗電最高，主要原因是綜合含水達(dá)到87.2%，存在注采無效循環(huán)或低效循環(huán)。

3）深層油藏由于液面深、注水壓力高，采油和注水用電分別占37.1%和51.9%，而噸油耗電卻最低，因?yàn)樯顚拥木C合含水最低。

中深層和深層均為高含水油藏，綜合含水相差11個(gè)百分點(diǎn)，含油卻相差近1倍，致使噸油耗電高出26.5%。可見，綜合含水對油藏開發(fā)能耗的影響之大絕非提高系統(tǒng)效率所能彌補(bǔ)的，尤其到了特高含水開發(fā)階段影響程度更為明顯。

舉一個(gè)單井實(shí)例更能說明問題，某井措施前為電泵井，堵水措施后下φ38泵生產(chǎn)（表3）。

首先，僅看系統(tǒng)效率、噸液耗電、噸液百米耗電指標(biāo)，該井措施前明顯好于措施后，只有噸油耗電指標(biāo)與實(shí)際能耗情況相符；其次，從增油角度評價(jià)，該井卡堵水措施沒有經(jīng)濟(jì)效益，屬于無效措施；但從節(jié)能角度評價(jià)，該井1年節(jié)電量為92.3×104kWh，如果算上集輸、注水節(jié)約的電量，1年的經(jīng)濟(jì)效益至少在100萬元以上，看似無效的措施變成了高效措施。

表3 某井堵水措施前后耗電量及指標(biāo)對比

綜上所述，針對油藏采取的穩(wěn)油控水措施往往使系統(tǒng)效率、噸液耗電、噸液百米耗電等指標(biāo)變差，但節(jié)電效果非常明顯，噸油耗電指標(biāo)能夠綜合反映油藏開發(fā)能耗水平。另外，把節(jié)電量納入油藏措施產(chǎn)出效益，單井措施效益評價(jià)將變得更加科學(xué)合理。

2 節(jié)能技術(shù)對策及效果

仍以該作業(yè)區(qū)為例，近幾年強(qiáng)化區(qū)塊綜合治理，針對“三大矛盾”采取調(diào)控措施，提高波及系數(shù)與驅(qū)油效率，控水穩(wěn)油取得明顯成效。近5年來，綜合含水由94.8%下降到88.6%，采油用電總量逐年降低，噸油耗電由321kWh下降到308kWh，平均每年節(jié)約采注輸用電量900×104kWh。

2.1 淺層天然水驅(qū)特高含水油藏控水驅(qū)油技術(shù)

自2011年開始研究攻關(guān)并規(guī)模實(shí)施CO2吞吐提高采收率技術(shù)，先后經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗(yàn)、單井吞吐、協(xié)同吞吐、油藏吞吐等四個(gè)階段，目前已成為淺層特高含水油藏提高采收率的第一代技術(shù)[3-4]。近6年來共實(shí)施CO2吞吐1072井次，平均單井次增油373t，累計(jì)減少產(chǎn)水量257×104t，平均每年節(jié)約采油用電330×104kWh，節(jié)約集輸和污水回注用電量 270×104kWh。

目前正在試驗(yàn)注水吞吐和氮?dú)馔掏录夹g(shù)，并開展化學(xué)復(fù)合驅(qū)控水驅(qū)油技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn)。

2.2 中深層注水開發(fā)油藏精細(xì)注水和調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)

通過深斜井偏心定量分注和同心測調(diào)一體化分層注水技術(shù)的應(yīng)用，注水井分注率和分注合格率逐年提高，目前分別達(dá)到67.7%和67.2%，改善了吸水剖面，水驅(qū)儲量動用程度持續(xù)提高。

為適應(yīng)不同類型油藏調(diào)剖調(diào)驅(qū)的需要，研發(fā)了中高溫多酚聚酯交聯(lián)聚合物、水玻璃復(fù)合凝膠、橡膠顆粒復(fù)合、耐溫膠聯(lián)聚合物等四種調(diào)剖調(diào)驅(qū)體系。5年來實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)130井次，抑制吸水層193個(gè)，累計(jì)減少無效注水量9.3×104m3，有效改善了層間與平面矛盾，同時(shí)節(jié)約注水用電近100×104kWh。

為解決低滲透油藏水井注入壓力持續(xù)上升的問題，研究應(yīng)用雜雙子表活劑等降壓增注技術(shù)。近1年來實(shí)施降壓增注18井次，增注5.2×104m3，注水開發(fā)效果明顯改善。

2.3 深層低滲透油藏壓裂改造技術(shù)

通過技術(shù)攻關(guān)，目前形成了封隔器機(jī)械分層壓裂、水力噴射分層壓裂和泵送橋塞分層壓裂三種深斜井壓裂工藝，研發(fā)了滿足90～170℃儲層壓裂需要的低濃度胍膠壓裂液體系[5]。近3年來實(shí)施油井壓裂158口，措施有效率82.3%，平均單井增油784t；實(shí)施水井壓裂50口，壓裂前平均注水壓力31MPa，壓裂后初期注水壓力23.5MPa，累計(jì)增注28×104m3，同時(shí)配套采出端治理，實(shí)施油井卡堵水101井次、解堵58井次。降低注水壓力和油井卡堵水減少水量所節(jié)約的注水和采油用電在100×104kWh以上。

2.4 注水井帶壓作業(yè)技術(shù)

隨著水井帶壓作業(yè)技術(shù)水平和能力的提高，帶壓作業(yè)規(guī)模不斷擴(kuò)大[6]。近5年來實(shí)施注水井帶壓作業(yè)250井次，累計(jì)減少排放水量11.3×104m3，節(jié)約注水用電近100×104kWh。

3 結(jié)論

1）噸油耗電指標(biāo)能夠綜合反映油藏開發(fā)的能耗水平。機(jī)采井系統(tǒng)效率與舉升系統(tǒng)供排協(xié)調(diào)關(guān)系密切相關(guān)，協(xié)調(diào)關(guān)系越好系統(tǒng)效率越高。針對油藏采取的控水穩(wěn)油措施往往使系統(tǒng)效率、噸液耗電和噸液百米耗電等指標(biāo)變差，但節(jié)能降耗效果非常明顯。

2）針對油藏特點(diǎn)實(shí)施的CO2吞吐、精細(xì)注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、壓裂改造等控水穩(wěn)油技術(shù)措施，在改善開發(fā)效果的同時(shí)節(jié)約了大量采注輸用電。

3）采收率、驅(qū)油效率等開發(fā)指標(biāo)對能耗的影響程度有待進(jìn)一步研究探討。

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