鄒德昊，張紹廣，李金澤，盧軼寬，何 濱，阮新芳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300457)

近年來，隨著渤海油田增儲上產(chǎn)的深入推進(jìn)，以及對注水精細(xì)化管理要求的提升，薄層油藏、低滲油藏、巖性小油藏等非主力油藏實(shí)現(xiàn)注水開發(fā)顯得越來越緊迫。然而，由于海上油田注采井網(wǎng)不完善、平臺剩余井槽等因素限制，這類非主力油藏的產(chǎn)量遞減快而難以維持穩(wěn)產(chǎn)，最終采收率往往很低。

BZ油田5井區(qū)A2M井是一口多分支井，投產(chǎn)后一直處于衰竭開發(fā)，地層壓降已達(dá)10MPa，采出程度遠(yuǎn)低于總體開發(fā)方案設(shè)計(jì)，亟需實(shí)施分層注水開發(fā)，補(bǔ)充地層能量。但是平臺沒有剩余井槽，并且無可利用的低產(chǎn)低效井，無法實(shí)現(xiàn)新鉆或側(cè)鉆注水井。本文對國內(nèi)外的相關(guān)注水技術(shù)進(jìn)行調(diào)研發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)有的同井抽注技術(shù)均無法實(shí)現(xiàn)分層注水和注入量的控制，為了實(shí)現(xiàn)和滿足BZ油田5井區(qū)注水開發(fā)的設(shè)想以及相應(yīng)的注水管理要求，需要相關(guān)注水工藝的技術(shù)革新和升級改造。

1 助流注水方案的提出

BZ油田5井區(qū)面臨的主要問題及需求：①A2M井長期處于衰竭開發(fā)，開發(fā)效果不理想；②大泵提液是5井區(qū)必經(jīng)的一個開發(fā)過程，亟需補(bǔ)充地層能量；③BZ油田A平臺沒有剩余井槽，且無可利用的低產(chǎn)低效井，無法實(shí)現(xiàn)新鉆或側(cè)鉆注水井；④隨著渤海油田對注水精細(xì)化管理標(biāo)準(zhǔn)的不斷提升，分層注水、不動管柱酸化和測試是大勢所趨。對此，提出通過對傳統(tǒng)自流注水管柱進(jìn)行改造，來實(shí)現(xiàn)分層注水開發(fā)和對注入量進(jìn)行控制的注水開發(fā)方案。

2 助流注水方案的設(shè)計(jì)

2.1 目標(biāo)井選取條件

水源層的選取條件：①物性好、水體大、能量足；②注入水與地層水配伍性良好；③水源層不出砂。鑒于BZ油田A3井為油田水源井，生產(chǎn)層位Ng、E3d2u為組水層，無出砂井史；A3井與A2M井儲層連通性較好，其原為水源井，水體能量充足，高峰日產(chǎn)水1500m3/d；配伍性實(shí)驗(yàn)評價(jià)表明，BZ油田地層水與注入水配伍性良好。A3井滿足作為目標(biāo)水源層的 3個條件。

注水井位的選取條件：①鉆遇注水目的層位，并有射孔；②遠(yuǎn)離生產(chǎn)井，靠近砂體邊界。BZ油田A3井鉆遇E3d2LⅡ和E3d3Ⅱ注水層位(圖1)，作為水源井前期關(guān)閉注水層位；A3井井位遠(yuǎn)離砂體A2M井，靠近砂體邊界。A3井滿足注水井位選取條件。

2.2 技術(shù)特點(diǎn)及優(yōu)勢

該方案將“Y”型管柱工藝與傳統(tǒng)自流注水管柱技術(shù)相結(jié)合，實(shí)現(xiàn)水源層的水經(jīng)電泵增壓后，經(jīng)旁通管，邊測邊調(diào)工作筒調(diào)配注水量后，注入至注水層中，如圖1所示。其工藝特點(diǎn)及優(yōu)勢：①采用傳統(tǒng)管柱工藝，工藝可靠性高；②電泵增壓，注入量可以調(diào)控；③可視化調(diào)配注水量，調(diào)配效率高；④可實(shí)現(xiàn)分層注水和不動管柱酸化、測試。

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

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

按照方案設(shè)計(jì)，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井日產(chǎn)液量即出現(xiàn)緩慢上升；投注2個月后，A2M井含水快速下降，日增油達(dá)到20m3/d，井底流壓呈現(xiàn)出穩(wěn)中有升的態(tài)勢。該井助流注水效果如圖2所示。

圖2 A2M井助流注水后產(chǎn)液量變化曲線 Fig.2 Fluid production curve of well A2M after water injection

截至2020年1月，助流注水技術(shù)實(shí)施后，A2M井地層壓力恢復(fù)0.41MPa，累增油0.33×104m3，自然遞減率由2.1%下降至1.7%，如圖3所示。數(shù)模預(yù)測結(jié)果表明，助流注水可使BZ油田5井區(qū)累增油2.05×104m3，提高采收率2.3%，創(chuàng)造直接經(jīng)濟(jì)效益約合人民幣0.23億元(按油價(jià)30美元/桶)，節(jié)省新鉆注水井費(fèi)用0.35億元。

圖3 A2M井助流注水后的生產(chǎn)曲線 Fig.3 Production curve of well A2M after water injection

4 結(jié)論

①首次在渤海海域?qū)崿F(xiàn)“Y”管式電泵增壓助流注水技術(shù)的同時，配合邊測邊調(diào)工具，滿足了注入量的“可控、可測、可調(diào)”的需求，有效提升了注水精細(xì)化管理水平。

②“Y”管式電泵增壓助流注水技術(shù)，可滿足注水井分注和不動管柱酸化、測試等需求，有效地拓展了助流注水技術(shù)的適用范圍，對海上邊際油田的注水開發(fā)具有重要意義。