2019, Vol. 39引用本文 |
| 南海EP18-1油田同井抽注技术 |  [PDF全文] |
2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司, 广东深圳 518067
2. Shenzhen Branch of CNOOC Ltd., Shenzhen, Guangdong 518067, China
EP18-1油田位于中国南海海域，HJ2-21油藏是该油田的主力油藏，埋深1 355 m，属正常温压系统。HJ2-21油藏的地层原油黏度为111.18~ 277.77 mPa · s，属于普通稠油油藏。HJ2-21油藏共布井5口，采用天然能量衰竭开发，投产后产能下降较快，投产9个月后进行压力恢复测试，发现油藏压力已经下降了1.72 MPa。为了补充地层能量，恢复油井产能，新钻了一口补充开发井A14井，将埋深在2 245 m的ZJ2-17水源层的地层水采出后注入到上部的HJ2-21油藏。由于ZJ2-17水源层的水温为115 ℃，温度较高，能起到对上部HJ2-21油藏的稠油降黏的作用。考虑到平台上没有配套注水设施，因此将新钻的A14井设计为同井抽注井。本文对同井抽注技术的工艺原理、关键技术和现场应用情况进行介绍。
1 工艺原理同井抽注技术是通过同井抽注管柱设计[1-6]，将下部水源层的水通过井下电泵机组抽取出来直接注进上部油层。考虑到同井抽注井的特点，对防砂方案的设计需要做特殊考虑。由于水源层的水不经过地面处理就直接注进上部油层，为了防止注入层被水源层产出的细粉砂颗粒堵塞，设计了前期排液管柱，通过排液将水源层生产初期可能会产出的细粉砂颗粒返排干净后，再更换为同井抽注管柱正式对上部油层进行注水。
2 关键技术同井抽注完井方案的关键技术包括防砂方案设计、前期排液管柱设计、同井抽注管柱设计和注水水质分析。
2.1 防砂方案设计 2.1.1 储层出砂预测根据EP18-1油田探井和前期开发井的测井数据，利用声波时差法、B指数法、S指数法[7-9]对HJ2-21储层和ZJ2-17储层进行出砂预测，同时参考生产井的生产情况，HJ2-21储层生产出砂风险较大，生产初期即应采取防砂措施；ZJ2-17储层生产初期不易出砂，但是考虑到A14井是一口同井抽注井，从ZJ2-17储层产出的地层水直接注入HJ2-21储层，为了降低后期修井风险，ZJ2-17储层仍设计采取防砂措施。
2.1.2 防砂方式选择防砂方式的确定主要考虑泥质含量和黏土矿物的吸水膨胀性[7-9]。HJ2-21储层的泥质含量较高，为9.4%~17.3%，黏土矿物成份主要为伊蒙混层，吸水膨胀性能中等偏强，结合HJ2-21储层在生产井的实际生产情况，HJ2-21储层的生产井应采用砾石充填防砂方式，但是考虑到该储层对于A14井来说为注水层位，不进行长期采出生产，可以将防砂方式简化为独立筛管简易防砂。ZJ2-17储层段泥质含量也较高，为12.9% ~ 20.8%，同时考虑到A14井同井抽注完井方案的特点，为了防止细砂颗粒产出堵塞注水层位，设计ZJ2-17水层采用砾石充填的防砂方式。
2.1.3 挡砂精度设计根据Saucier方法和石油大学方法进行挡砂精度设计[10-11]。注入层HJ2-21层的理论挡砂精度应为159 μm，为了避免注入颗粒的堵塞，适当放大此挡砂精度数值，参考在生产井的情况，设计A14井HJ2-21层的挡砂精度为177 μm。水源层ZJ2-17层的理论挡砂精度应为177 μm，为了防止细砂颗粒产出堵塞注水层位，适当降低该层位的挡砂精度数值，选取EP18-1油田前期开发井所用筛管中最低挡砂精度数值125 μm进行实验验证，既要确保挡砂效果，又要保证产液能力。
2.1.4 室内验证实验为了验证水源层ZJ2-17层的防砂方式和挡砂精度设计是否合理，针对模拟地层砂，首先采用125 μm挡砂精度的五层金属网布过滤样件，分别进行了充填16/30目陶粒、20/40目陶粒、40/50目陶粒、不充填陶粒等4种情况下的驱替实验。观察过滤样件的压降和驱替出的固体颗粒情况（表 1），未充填陶粒时过滤样件的压降为0.05 MPa，充填陶粒后过滤样件无压降，证明充填陶粒有助于防止过滤样件的堵塞。从驱替出的固体颗粒的浓度和重量来看，充填40/50目陶粒更能够减少水源层的固体颗粒产出。
| 表 1 ZJ2-17层过滤样件挡砂实验结果 |
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为了进一步验证设计的防砂方式和挡砂精度的合理性，针对ZJ2-17层模拟地层砂，采用125 μm挡砂精度的5-1/2"桥式复合筛管短节，分别进行了独立筛管防砂和充填40/50目陶粒两种防砂方式的驱替实验。从出砂量、出砂浓度和最大颗粒直径三方面进行对比，125 μm挡砂精度的5-1/2"桥式复合筛管充填40/50目陶粒的防砂方式显然比独立筛管防砂效果更好（表 2）。
| 表 2 ZJ2-17层防砂筛管挡砂实验结果 |
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在上述挡砂筛管的挡砂驱替实验过程中，根据驱替排量和筛管过滤层长度，对采液指数也进行了计算，125 μm挡砂精度的5-1/2"桥式复合筛管充填40/50目陶粒的防砂方式的实验产液能力为1 044 m3/d，从产液能力上也能够满足水源层ZJ2-17层的产水配产要求。
尽管水源层采取了严格的防砂措施，但实际生产初期仍然可能产出部分地层固体颗粒，存在堵塞注入层的风险。因此注入层筛管要尽可能长一些，同时对水源层应进行前期排液，待排砂期过后产出稳定，不含固相物时再进行注入。
2.2 前期排液管柱设计 2.2.1 管柱组成前期排液管柱（图 1）主要由井下安全阀、生产封隔器、Y型接头、电潜泵机组、带孔管、定位密封、插入密封、滑套等组成。
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| 图 1 前期排液管柱示意图 |
2.2.2 管柱功能
前期排液管柱设计为Y型分采管柱（图 1），层间用密封段和滑套控制。排液管柱下入时，2#滑套打开、1#滑套关闭下入，启泵后可实现单独对下部的ZJ2-17水源层进行返排取样，然后通过钢丝作业关闭2#滑套，打开1#滑套，再单独返排上部的HJ2-21注水层。
2.2.3 管柱特点排液管柱采用成熟的Y型管柱结构，层间用密封段和滑套控制实现不同层位的返排工作，管柱工艺及配套工具成熟度高，可靠性强，可通过一趟管柱实现不同层位返排，作业成本低。
2.3 同井抽注管柱设计 2.3.1 管柱组成同井抽注管柱（图 2）主要由带孔圆堵、油管、插入密封、定位接头、罐装泵系统、井下流量计、滑套、滑套外电缆保护器、信号电缆、ESP封隔器、井下安全阀和地面控制系统等组成。
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| 图 2 同井抽注管柱示意图 |
2.3.2 管柱功能
同井抽注管柱设计为罐装泵形式（图 2），可实现电潜泵助流注水。管柱携带井下流量计，可实时测量井下流量。可根据需要通过钢丝作业改变流体通道，实现助流注水、注水层酸化解堵、示踪剂注入等功能，为油藏实现精细注水提供重要支撑。
注水：水源层水经防砂段、带孔圆堵、油管进入罐装电泵系统增压，经井下流量计、滑套、油套环空、定位接头注入注水层，实现地层能量补充。
井下数据监测及调节：井下流量计内置井下温度计、压力计、流量计，井下流量计将采集的温度、压力、流量等井下数据通过信号电缆传至地面控制系统，实时显示井下数据；当需要调节注水量时，通过调节电泵频率，调节注水量大小。
酸化：打捞1#锁心堵塞器，投2#锁心堵塞器，油管内直接注酸，实现大排量酸化注水层。
示踪剂注入：打捞1#锁心堵塞器，投2#锁心堵塞器，可实现油管内直接注入示踪剂。
2.3.3 配套关键工具 2.3.3.1 滑套外电缆保护工具（1）功能：电缆保护工具（图 3）用于对滑套出水口附近的电潜泵机组电缆、信号电缆等进行保护，防止滑套出水口出水对电缆的冲蚀。使用时将本工具跨接在滑套上下两端的油管短节上，将电缆穿过电缆护管进行保护。滑套出水口流出的水流方向直接作用在电缆护管上，电缆护管内的电泵电缆、信号电缆、液控管线等可避免冲蚀。
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| 图 3 滑套外电缆保护工具 |
（2）结构组成：滑套外电缆保护工具主要由压帽、螺钉、管卡、电缆护管等部分组成。
（3）技术参数
最大外径：202.5 mm；
最小内径：116 mm；
长度：2 277 mm；
旁通孔内径：50 mm。
2.3.3.2 井下流量计（1）结构组成：井下流量计主要由上接头、过流通道、流量计、压力计、温度计、线路模块、下接头等部分组成（图 4）。
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| 图 4 井下流量计 |
（2）技术参数：
长度：1 010 mm；
外径：ϕ150.5 mm；
内径：ϕ60 mm；
压力测量范围：0~40 MPa，精度：0.2%；
温度测量范围：0~120℃，精度：0.5℃；
流量测量范围：0~2 000 m3/d，精度：2%；
螺纹扣型：4-1/2" 12.6# BGT1 B×P。
2.4 水质配伍性对ZJ2-17层的水源层水与HJ2-21注入目的层的配伍性进行了理论分析和实验评价，结果表明：水源层与目的层水样配伍性良好，结垢量少（< 50 mg/L），岩心渗透率伤害小（< 10%）；目的层属中等偏强-强水敏，临界矿化度低于水源层水矿化度，不会发生水敏损害；水源层水原始状态下悬浮物含量 < 4.6 mg/L，满足EP18-1油田注水水源中悬浮物含量≤ 5.0 mg/L的指标要求。
3 现场应用A14井完井作业结束后，利用前期排液管柱分别对ZJ2-17水源层和HJ2-21油层进行了返排。水源层返排8天，累计排液3 034 m3（该层完井期间完井液漏失量970 m3），测试产能至液量445 m3/d，生产压差0.45 MPa，采液指数989 m3（/d · MPa），说明了水源层产水能力充足。油层返排16天，累计排液534 m3（该层完井期间完井液漏失量110 m3），其中原油为475 m3，测试产能至液量53 m3/d，生产压差2.88 MPa，采液指数18.4 m3/（d · MPa）。返排期间地面均未检测出固相颗粒。
返排结束之后，通过关井进行井下压力恢复测试，关井恢复132 h，试井解释表皮系数-3.54。然后通过修井作业将排液管柱更换成了同井抽注管柱，正式对上部亏空油层进行注水，利用电潜泵机组抽取下部ZJ2-17水源层的水，直接注入到上部的HJ2-21油层，监测显示各项注入参数稳定，注入温度101 ℃，注入压差6.45 MPa，注水量318 m3/d，油层吸水指数36.8 m3/（d · MPa）。连续注水4个月后，距离A14井483.9 m的A3H井产液量由31.4 m3/d上升至115 m3/d，受效明显。
4 结论（1）同井抽注完井方案引下部深层高温地层水对上部浅层稠油油藏进行能量补充和增温降黏，适用于平台无注水配套设施，不具备地面注水条件，但自身具有合适的水源层的注水井。
（2）防砂方案设计、前期排液管柱设计、同井抽注管柱设计和注水水质分析是同井抽注完井技术的关键，应综合考虑方案实施后相互之间的影响。
（3）ZJ2-17储层段本来不易出砂，但为了防止细砂颗粒产出堵塞注水层位，ZJ2-17水层采用了砾石充填的防砂方式，偏于保守，有进一步优化的空间，返排未见固相颗粒产出的情况也验证了这一点。
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