海上稠油油藏同井采注热水驱完井设计与应用

张永涛 张俊斌 张伟国 秦世利

中海石油（中国）有限公司深圳分公司

X油田是南海东部首个商业开发的普通稠油油田，该油田储层面积大、厚度薄、坡度缓，同时地层原油黏度较高、流动性较差，在开发过程中存在地层能量衰竭快、产量递减迅速的问题。随着地层产能的下降，区块稳产难度大，注水工艺作为经济有效的能量补充手段，成为这类区块增产的主要开发方式［1-4］。

由于前期对油藏认识不足，且海上油田具有油井投资高、平台面积受限、井槽数量少的特点，本平台不适宜采用地面注水工艺。为防止地层能量进一步亏空，尽快补充地层能量，需要一种适合海上稠油油田的非地面注水工艺。通过调研分析，同井采注水工艺在国内外海上油田均有成功应用案例，结合X油田油藏特点，设计了1口采下注上的热水驱动能量补充井。经分析研究测井资料和开展配伍性实验，油层下部有高温水层，储层物性好、水体规模大、与油层配伍性好，为实现同井采注热水驱提供了绝佳条件。

1 技术分析

1.1 技术原理

同井采注水是利用特殊结构的注水电潜泵机组，在同一口井内将水源层的水采出增压后再注入到目的注水层，对其进行能量补充［5-7］。稠油热水驱时，通过乳化捕集和乳化携带作用大幅提高了微观驱替效果；且在一定温度内，稠油热水驱的微观波及系数、驱油效率和采收率随温度增加而增加［8］。为尽量提高驱油效率，目标井需选择地层温度大幅高于油层的水源层，即采用“采下注上”同井采注热水驱，引用深部高温地层水注入至油层。

“采下注上”工艺在目标井的水源层、注水层下入防砂管柱带分层封隔器，满足防砂要求的同时将注水和水源层分开［9］。下入带有定位接头和插入密封的电泵生产管柱到设计深度，将原井套管管柱分为2部分。在定位接头上部，地层水通过电潜泵增压再注至油层。

为实现同井采注热水驱，设计了1口定向井，注水层和水源层均采用套管射孔完井。在调研国内外同井采注技术和经验的基础上，初步设计了2款注水管柱，分别为Y型管柱和罐装泵管柱，如图1和图2所示。2种管柱均可实现采下注上的同井采注水基本功能，包括注水量监测、不动管柱酸化及注示踪剂。具体参数见表1。

图1 Y型采下注上管柱Fig. 1 Y type string for production in the lower part and injection in the upper part

图2 罐装泵采下注上管柱Fig. 2 Pot type string for production in the lower part and injection in the upper part

表1 Y型和罐装泵采下注上管柱对比Table 1 Comparison between Y-type and pot-type strings for production in the lower part and injection in the upper part

通过对比，罐装泵管柱使用常规工具，简单可靠，应用拓展性好。Y型管柱具有成本低的优势，但该型管柱使用的定位转向分流总成和Y-TOOL造成最小过流当量直径偏小，注水期间管柱压耗高，流体转向处易发生涡流冲蚀，最大日注水量低于罐装泵管柱。综合对比分析，目标井选择罐装泵采下注上管柱。

1.2 关键工具

（1）罐装泵系统。可将电潜泵系统悬挂于密闭罐内，上下部均可连接油管，地层水经下部中心油管进入密闭罐内，然后通过电潜泵吸入口—泵出口—滑套—油套环空，最终注入至注水层。

（2）井下流量计。为保证持续稳定的监测注水量，本井引入了贝克休斯公司SureFLO 298型文丘里管井下流量计，如图3所示。该井下流量计为压差式流量计，通过石英压力传感器测量流体入口和孔喉处2点绝对压力，基于伯努利方程进行流量计算。该流量计有以下优点：可持续、实时测量井下注入量，传输间隔为1 s；可根据注水排量优化设计流量计规格，测量精度高（不确定性≤2%）；内部无可移动部件，使用寿命长，管柱内不会产生落物；不需要使用放射源，安全风险低。

图3 SureFLO 298型井下流量计（黑色为水流）Fig. 3 SureFLO 298 downhole flowmeter (black: water )

（3）其他工具。定位接头带有上下贯通的旁通孔；为了保证层间封隔有效，使用了加长型密封筒和插入密封。

1.3 选井条件

注入层下部有水体充足的高温水源层且水温尽可能高（不高于149 ℃），注入水与注水层配伍性好。注水层要有一定的吸水能力，满足油井能量补充需求。为保证注入水的水质，水源层应选取泥质含量低、胶结强度高、不易出砂的储层。由于同井采注涉及多个层位并要求井眼具有可重入性，综合作业成本和难度，一般设计为常规定向井。管柱设计应确保水源层和注水层之间有效隔离，最大耐压差能力应大于最大注入压力，可实现不动管柱酸化作业。

2 完井设计关键点

2.1 电潜泵选型设计

吸水指数和注入压力是电潜泵选型的重要参数，如何确定日注水量至关重要。按照经验，目标井采用裘比公式计算注水层吸水指数为

式中，Jw为吸水指数，m3/（MPa·d）；K为注水层渗透率，D；Krw为注水层水相相对渗透率；h为注水层厚度，m；μw为注入水黏度，mPa·s；Bw为注入水地层体积系数；re为驱替半径，m；rw为井筒半径，m。根据注水层物性平均值，计算得出注水层吸水指数为60 m3/（MPa·d）。

式中，Qw为日注水量，m3/d；Δpw为注入压差，MPa。

最大注入压力按照注水过程中不压破地层为原则确定，注水层选取原始地层压力13.52 MPa，破裂压力为22.56 MPa，最大注入压力取9.04 MPa。根据公式（2）计算得出最大注水量为542.4 m3/ d。根据注入压力和注入量，并考虑产水压差、管柱沿程摩阻、现有产品型号等因素，电潜泵机组选型设计为：排量600 m3/d，扬程830 m，电机功率111 kW。为减少注水沿程摩阻，电泵下深尽量接近注水层顶部。

2.2 防砂设计

为清洁井筒、疏通水源层和注水层喉道，并获取采液指数、注入水样等关键资料，注水前需下入返排管柱分别对水源层和注入层进行返排，返排后更换为注水管柱。

（1）水源层防砂设计。本井注入水自水源层产出后不经地面设备过滤直接注入地层。综合考虑以下方面：降低注入水固相，提高水质，尽量避免固相颗粒堵塞注水层孔喉和筛管；防止水源层出砂导致电潜泵过快磨损或砂埋注水管柱。为尽量减少固相产出，水源层采用125 μm优质筛管+40/50目砾石充填组合防砂。

（2）注水层防砂设计。通过研究注水层储层测井及岩心数据，分析得出注水层出砂可能性高。综合考虑以下方面：防止返排期间出砂或停注水时注水层反吐出砂，造成管柱砂埋；防止注水期间，水中残留固相颗粒堵塞地层孔喉。注水层选择优质筛管防砂，综合考虑出砂标准（小于3 T/104m3）并与水源层防砂精度相配合，防砂精度选择177 μm。为延缓筛管堵塞，并考虑不过多增加注入沿程摩阻，可适当增加注水层筛管覆盖长度。

3 现场应用

3.1 主要参数和施工步骤

A井为一口常规定向井，生产套管尺寸Ø244.5 mm，最大井斜16.71°。水源层水体容量大、岩性纯、物性好、温度高，水源层地层温度115 ℃，注水层74℃。射孔数据见表2。主要施工步骤：Ø244.5 mm套管刮管洗井；水源层射孔作业，Ø244.5 mm套管再次刮管；下水源层防砂管柱，高速水充填防砂，充填系数31 kg/m，盲管埋高3.2 m；对水源层机械暂堵，注水层射孔作业，Ø244.5 mm套管第3次刮管，解除机械暂堵；下注水层防砂管柱；下分层返排管柱，依次对水源层和注水层清井返排，起返排管柱；下注水管柱，启泵注水。

表2 A井射孔数据表Table 2 Perforation data of Well A

注水管柱组合（由下至上）：带孔引鞋+Ø120.65 mm插入密封+定位接头（带旁通孔）+Ø93.68 mm工作筒（RN型，密闭罐试压用）+Ø193.68 mm密闭罐（电潜泵机组）+ SureFLO 298型井下流量计+Ø71.45 mm滑套（X型）+Ø95.25 mm工作筒（坐封生产封隔器）+Ø244.5 mm生产封隔器+Ø96.85 mm井下安全阀+油管挂。

3.2 应用效果

A井水源层和注水层清井返排期间，产出液均未发现地层砂，其中水源层水质各项参数均符合注水水质要求，表明防砂设计合理，施工质量合格。目前该井注水正常，注水压差5.3 MPa，注水量250 m3/d，注水指数47.17 m3/（MPa·d），泵出口温度101 ℃，累计注水20 000 m3。目前距离注水井最近的F井已经受效明显，在生产制度不变的情况下，该井产油量由40 m3/d增加至100 m3/d，增产150%，如图4所示。随着注入量增加，预计同层位其余井将陆续见效。

图4 F井生产曲线Fig. 4 Production curve of Well F

4 结论

（1）采下注上的注水工艺可以安全、简单、低成本的实现稠油油田地层能量补充目的，可实时监测和调节井下注水量，为类似油田开采提供了可借鉴的能量补充方式。

（2）采下注上注水设计准确把握了电潜泵选型和防砂设计关键因素，为同井采注水设计提供了可借鉴经验。

（3）本油田通过注入深部地层高温热水，一定程度上解决了地层能量不足问题，下步应跟踪分析受效油井动态，总结分析热水驱提高驱油效率规律。