适应低渗透油田的采油工艺技术措施分析

郝晓练 杨博 贺洋

延长油田股份有限公司志丹采油厂 陕西 延安 716000

1 低渗透油田的特点分析

低渗透油藏的特点主要是低渗、低丰度、低产能、低孔，我国低渗透油田在传统的开采过程中，主要存在的问题有地面系统布置不规范、综合含水量高、原油产量低等，影响了低渗透油藏的开采效率，开采难度也比较大。低渗透油藏的开采过程中，需严格控制石油流体的流动速度，低渗透油藏中油层岩石的发育规模小、胶结物的含量高，造成储层中原油的物性差，这就会直接影响低渗透油藏开采过程中的开采效率和开采质量，容易造成原油的浪费。

2 低渗透油田采油工艺技术措施分析

采油工艺技术的种类也呈现出多样化，取得了很大的进步，采油工艺技术已经逐渐的向着人工改造储层采油技术、微生物采油技术、复杂井采油技术方面发展，尤其是低产井产能恢复，下面介绍几种目前最为常用的采油工艺技术

2.1 智能间开技术

研究区规模应用智能间开520口，占总井数的38.0%，占5m3以下井的50.9%，形成了可复制可推广的智能间开技术模式，为全油田智能间开规模快速推广提供示范引领。与间开前相比，年耗电量下降539万度/年，节电率40.2%；修井作业下降31井次/年；测试费下降9.0万元；用工人数下降10人；年产出经济效益698.4万元，如图1所示。

图1 实施井整体效益对比

同时，建成智能油井间开示范区，覆盖低产井646口，达到间开井联动、闭环、自适应管控，在智能间开管控平台实现群控管理和状态监控，当年累计节电137.2×104kW·h，节约费用82万元，机采系统效率由22.5提高至23.2%。

为了加快水平井排液，在页岩油平台推广宽幅电潜泵排液工艺，累计应用12口井，目前在用11口，日均排液量达82.5m3。适合水平井初期大排量排液。相对于普通整筒泵，见油周期由94天下降至25天，新井能够快速见效。但也有不足的地方，比如伴生气对泵效影响大。气油比高，泵效下降，电量单耗增加，建议选井气油比≤120m3/t。对井眼轨迹要求高。电潜离心泵长度＞20m，最大外径118mm，通过时狗腿度不能大于（7°）/30m。针对研究区大平台、多井从的特点，建设无杆采油示范区，对平台31口井进行智能化无杆螺杆泵配套，为采油工艺技术提供新思路。

表1 智能油井系统应用前后效果对比

2.2 短周期井长效治理技术

针对井筒腐蚀、结垢、偏磨等特点，明确了短周期井五项治理技术配套标准，形成了“三结合、三优化、三不入井”井筒精细管理方法。按照集中整治、连片治理的思路，短检泵周期井较去年同期减少165口，占开井数的比例由18.3%下降到13.5%，与实施前对比：修井作业下降274井次/年，增油量903吨/年；年产出经济效益658.8万元，考虑折旧残值552.6万元，投资回收期1.49年；预计维护作业频次降低0.51井次/（口·年），检泵周期延长165天。

2.3 低产井间抽工艺技术

2023年计划间开2.8万口，实际完成29043口，其中常规间开16848口，智能间开12195口，占比42%，3.0m3以下低产油井基本实现全间开，形成了多个智能间抽示范区。实施后，平均泵效增加12.9%、系统效率增加3.7%，单井日耗电下降29.3kw.h，全年减少用电1.26亿元。结合油田自身特点，围绕“间抽制度模型、综合管控模式”两个方面，持续打造群控云计算主体技术模式。建立制度和调度模型，如图2所示。持续完善2项关键算法，确保产量最高、用电最少。制度自寻优，进一步形成与产量、区块、油藏相结合的间抽制度制定优化方法，错峰开关井，建立与管道运行、光伏发电、阶梯电价等因素相结合的调度模型。

图2 间抽制度模型

通过建立“云、边、端”协同丛式井群智能综合管控平台，实现了对“间抽执行率、节电情况、机采指标、经济效益”的整体监控和分析。间抽生产全过程的生产动态监测与预测、工艺指标分析决策，油井自动启停控制及智能错峰开关井、关键核心指标边缘计算。针对建设、运行过程中存在的共性问题，明确了一项数据传输标准，建立了技术、施工、管理三项规范，形成了智能间开建设的标准体系。

2.4 井筒综合治理技术

机械采油技术实现了从简单到精细、从能用到好用、从单一到系统的进步，井筒治理从单防单治升级为综合治理技术体系，适应于机械采油技术体系逐步丰富定型。

（1）油管杆综合防磨技术体系

丰富聚乙烯内衬油管加过渡短接、耐磨防腐涂层油管、钨合金防腐抽油杆三大防磨技术体系，针对不同井况采取个性化设计优化思路，合理选用、分类治理，井筒偏磨得到长效治理。偏磨故障频次2022年与2021年相比由0.14下降至0.12井次/（年·口），年减少作业96井次，如图3所示。

图3 2019—2022年偏磨故障情况

（2）井筒清防蜡技术体系

形成由化学清防、物理清蜡、涂层防蜡三项工艺为主体的井筒清防蜡综合技术体系，如图4所示。建立分级管理制度，不断优化清蜡助剂投加、科学规范热洗工艺、重点配套内涂层防蜡油管，治理井结蜡周期由97天延长至222天，持续有效，并实现当年降控助剂93吨、减少热洗244井次，节约成本139万元。

图4 热洗工艺分类

（3）套损防治技术体系

坚持控增量、降存量、防治结合的总体思路，从新投配套、老井完善、已治理井防护三个阶段做好预防，新增套损井由30口/年下降至18口/年，实现新增动态清零；通过产量分级、优化选井、创新暂堵降漏治理工艺，套损井产能恢复率76.4%，平均单井日恢复产油1.2t，形成套损防治结合管理体系。

2.5 大平台无杆举升技术

按照“高效、安全、智能”目标，坚持技术和管理一体化设计理念，改进完善了湿接头和柱塞泵，明确了井下工况诊断和地面建设标准，制定了作业指导意见和作业技术规范，建成3个投捞电缆式电潜柱塞泵示范平台。改进油管内投捞电缆湿接头，针对湿接头缘容易失效的问题，通过采取增加腔室密封套、插针敷膜敷管和增强密封圈等措施，提升了电缆湿接头绝缘性能。改进完善了长柱塞潜油防垢泵，针对部分井井筒垢卡问题，强化泵筒内壁处理工艺，研制“短泵筒、长柱塞”防垢泵，柱塞、泵筒全程贴合摩擦，解决了结垢卡泵问题。形成无杆举升地面建设标准，配套了单量多通阀、自动加药装置、定压放气阀和油（套）压力变送器，实现了油气水自动计量、井口自动加药等功能；统一了井下、井口、地面数据采集和传输标准，建立了无杆采油智能管理平台，实现了无人值守和远程控制。形成工况判识及处置标准，根据井下温度、压力变化及机组运行情况，制定油井合理工作制度，形成了活塞卡、气锁、供液不足等3种工况判识及处置标准。整体效益如下，耗电量下降14.0万度/年，节电率32.5%；测试、车辆费下降2.9万元；操作人员下降3人；年产出经济效益91.1万元，如图5所示。单井效果如下，抽油泵效提高29.1个百分点，系统效率提高7.6%，百米吨液耗电下降0.63度，维护作业频次下降 0.51井次/井.年。

图5 改造前后整体效益指标对比

3 结束语

通过对适应低渗透油田的采油工艺技术措施的研究，分析影响低渗透油田开发的技术瓶颈问题，应用各种挖潜增产的技术措施，提高储层的渗透能力，从而提高单井的产量。经过低渗透油田生产现场的研究，优选最佳的生产工艺技术措施，开采出更多的薄差油层的油流，保证油田长期稳定的生产能力，促进低渗透油田快速发展，达到设计的生产能力。