低渗透油田采油工艺技术适应性探讨

低渗透油田采油工艺技术适应性探讨

白亚军 

中石化华北油气分公司采油一厂采油管理二区  甘肃省平凉市泾川县  744316

摘要：低渗透油田的开采难度较大，通常需要采取辅助性的技术措施提高原油驱动力，注水开采是常用的技术方案，为了保证出油效率，应该根据注水能力、排液能力、采油速度等评估井网、井距的合理性，并且判断注水开采对实际工况的适应性，以便及时调整工艺方法，保证生产能力。

关键词：低渗透油田；采油工艺；适应性

1低渗透油田的特点分析

低渗透油气藏的特点显著地表现为渗透率低、资源量稀少、生产能力有限以及孔隙结构的简单。在中国，低渗透油田的传统开发面临诸多挑战，如地面设施配置的不统一、综合含水率偏高、原油产出量低下等问题，这些因素显著降低了开采效能，并加大了开采的复杂性。在开发过程中，对石油流体流动速度的精细管理至关重要。由于此类油藏的岩层发育程度较低，且胶结物质丰富，导致储层原油的物理性质较差，直接制约了开采效率和品质，易引发资源的无谓损耗。

2采油工艺技术适应性分析

2.1超长水平井钻完井技术探索试验

为有效动用水源、林地等环境敏感区储量，同时探索水平井极限产量，大幅度降低全生命周期吨油开发成本，下步开展4000m以上超长水平井钻井及体积改造试验。试验内容包括复杂构造长水平井轨迹设计与控制，大偏移距、长水平段三维剖面优化，超长水平段光滑电缆高速泵送技术，超长水平段高效体积压裂改造工艺，试验目标初产≥50t/d，年累产油≥8000t，第一年采油速度1.5%。

2.2超密切割体积压裂技术提产试验

扩大试验超密切割体积压裂技术，通过缩短裂缝间距、提高布缝密度、辅助多簇起裂，进一步提升缝网波及体积和单井累计产量，推进水平井体积压裂技术向V2.0版本全面升级。针对水驱规律复杂，主应力方向见效见水快、侧向不见效等问题，波码通讯数字化分注技术通过分层流量测调，改善纵向剖面，指导分层注采方案优化，预期自然递减10%以下，含水上升率3%以下，最终采收率提高3%～5%。优化波码通信数字式分注技术，提升工艺适应性，波码通信数字式分层注水技术单次地面与井下波码通信速度慢，有效识别压差较大导致部分油藏不适应。下步攻关波码远距离短时、高效通信技术，优化波码双向通讯及控制策略；创新低压差波码传输技术，提高低渗-超低渗油藏适应性。短时、高效通信，单次地面与井下波码通信时间由50下降到30min以内，低压差波码传输，有效识别压力波动由0.5MPa下降到0.3MPa，井下使用时间由3年提升至4年以上。

2.3新型长效免大修分层注水工艺管柱

目前分注管柱长期应用后，受水质、腐蚀结垢等因素影响，井下工具腐蚀结垢问题严重，部分封隔器无法解封，出现卡钻等问题，导致大修，增加了现场作业费用及施工风险。下步创新长效免大修分注管柱，优化定型分注井可钻封隔器攻关电动式井下封隔器，实现免打压及长效座封。分注管柱井下服役时间由3年上升至4年以上，封隔器解封机构的非金属结构设计，具备上提解封及磨钻解封功能，遇卡免大修，电动座封可靠性高，试验电动封隔器电动座封，管柱伸长量小，降低后期蠕动难以解封的风险。

3低渗透油田采油工艺技术措施

3.1持续完善高含水油井堵水压裂技术

为了高效利用水资源和林地等生态保护区的潜在资源，并挑战深层水平井的最大产出潜力，我们计划实施一项革新性的深度超过4000米的超长水平井钻探与空间重塑实验项目。实验的核心将聚焦于解决复杂地质结构下的长距离水平井路径设计与精确操控，以及优化大偏移、长跨度三维井筒布局。此外，还将探索超长水平井中高速光滑电缆输送技术的突破，以及开发超长段高效体积改造裂解的新工艺。预期目标是在初次开采阶段实现每日产量不低于50吨，年度累计原油产量达到8000吨的里程碑。在初期开采阶段，我们的目标采油速度将达到1.5%的高效标准。这一系列实验旨在显著降低整个生产周期内的吨油开发成本，推动技术创新并提升能源开采效率。

3.2注水井体积压裂改善水驱试验

针对超低渗透部分区块长期注采后存在注采系统难以有效建立、平面水驱不均造成部分井过早见水等问题，探索开展注水井体积压裂技术，构建优势渗流方向，改善井组水驱效果，“平面”弱化微裂缝方向指进，强化未受效井水驱；“剖面”纵向上提高水驱动用程度，改善水驱；井下微地震显示压裂后形成NE67°-70°裂缝，原水线方向(NE75°)人工裂缝与原裂缝存在夹角，未与天然裂缝沟通，实现了优势渗流通道转向。开展探索试验井组平均日增油0.95t，含水下降7.4%，注水井体积压裂改善水驱见到好苗头。

3.3新型超长冲程抽油机举升工艺

目前，抽油机主要为游梁式结构，围绕抽油机提效、降耗做了很多研究，但由于四连杆的基本结构没有大的变革，在提效、减磨方面存在难以逾越的“天花板”，尤其对于低产井，提效空间极其有限。超长冲程抽油机采用了全新的传动机构，由于其特有的超长冲程、超低冲次特性，在提高系统效率、减缓偏磨方面具有无可比拟的优势。2023年在现场开展了先导性试验，对运动规律、设备选型优化设计等进行了系统性研究。与常规抽油机比，机采指标显著提升，综合节电率52.5%，抽油泵效60.3%，系统效率30.6%，百米吨液耗电1.74度；功图明显改善，功图计产精度将大幅提高、数据存储量降低50%以上；传动环节减少，安全性提升；更换盘根次数明显减少。智能无杆采油具有“消除偏磨、节能降耗、安全智能”等优势，能够很好解决页岩油小井场大平台水平井组采油难题。

3.4藏注采联动分析技术

当前，对油水井小层动态的精确分析技术仍处于空白，缺乏有效的井间协同分析，主要依赖于被动式的井组治理，动态监控反应滞后，这严重限制了油藏开发潜力的发挥。为了突破这一瓶颈，我们计划研发一种适用于低产水平的智能多层采油创新技术，实现实时的分层生产监控。同时，我们将积极探索一种新型的油水井小层联动分析模型，以实现精细化的注采匹配。未来，我们将构建一个集成地质学、工程学与决策支持的智能水驱动态诊断与决策系统，以此推动地质工艺的整体优化设计。

3.5调剖体系需要升级换代

针对加密区复杂裂缝油藏，现有PEG单相凝胶颗粒需采用传统设备现场配液搅拌、施工排量大于配注，易导致非目标井含水上升，体系难以满足地质需求。下步开展攻关研究，升级换代现有调剖体系，提升体系悬浮性、分散性，满足在线低排量注入要求；侏罗系油藏调驱控水技术尚未形成，侏罗系油藏受注入水影响导致见水，基于现有聚合物微球深部调驱可有效治理，但当受边、底水影响时，含水快速上升，缺乏有效的治理手段。下步持续开展侏罗系油藏调驱控水技术研究，抑制边水内推、底水锥进；在前期试验的基础上，继续扩大试验攻关。

结论

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。

参考文献：

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