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摘 要：胜利海上目前已投入开发的区块位于埕岛油田主体构造西翼，主力含油层系为明化镇组、馆陶组，区块地层胶结疏松、油稠、单井产能低、生产易出砂。目前区块能正常生产的单井开发效益差。油田区块注采同步、保压开发，避免因注水滞后导致原油粘度升高而增加开采难度。同时水平井注水工艺开始应用较为成熟的笼统合注方式。主要采用连续杆螺杆泵与进口抽电泵结合的举升方式。进口电泵配套一对一变频控制柜，优化生产参数；较低粘度可用国产电泵。定向井主要采用挤压充填+高速水充填复合防砂，试验大斜度定向井裸眼完井工艺。水平井采用裸眼砾石充填防砂，分支水平井采用挂滤防砂。
关键词：海上油田；单井开发效益；水平井工艺；举升方式
1 开发特征
1.1油藏有一定天然能量，但不充足通过测压资料可知，每采出1%地质储量地层压力下降1MPa。（1）油井产能低，采油速度低。单井日油能力较低，导致整个区块采油速度低，最高采油速度仅1.5%左右。（2）油藏开发效果差从含水与采出程度曲线可看出，区块含水上升较快，投产近十年采出程度仅6%左右，远达不到海上高速高效开发要求。
1.2开采难点。当时防砂工艺主要采用挂滤和循环充填，举升方式主要采用潜油螺杆泵和国产电泵，投产后单井产能低、生产中易出砂、检泵周期不足两年，有3口井甚至投产未成功。
1.2.1 注水滞后导致原油粘度增加。区块跟常规区块一样注水滞后开发，则地层能量下降后会导致地层脱气，使原油粘度升高，进一步增加开采难度。（1）对油层保护要求更高。敏感性：海上储层敏感性资料较少，大多 区块未开展敏感性试验。根据五敏实验结果：无盐敏、弱水敏、中等酸敏、中等速敏。针对弱水敏，在油层保护上主要采用防膨剂；针对中等酸敏，尽量不实施酸化，如有酸洗，则应对酸液配方进行优选；针对中等速敏，需要控制油井的生产压差和注水井的注入速度。（2）粘温特性。具有较强粘温特性，即粘度会随着温度的变化会出现粘度性能的很大差异。（3）原油乳化。外来液体进入储层后，会和原油形成新的混合体系，原油中的沥青质、胶质等天然活性物质以及外来液体中活性剂会造成油水乳化，乳化液相对于纯油、水流体来讲，对岩石的弱亲水表面上分布的粘土矿物有更强的剪切破坏和携带能力。因此原油乳化后会造成更严重微粒运移，使产量下降。
1.2.2 渗流阻力大，防砂举升难。区块岩石胶结疏松，地层砂粒度细，部署采用水平井、分支水平井及大斜度定向井，油层段裸眼筛管完井，给防砂工艺应用带来难度。原油粘度高、井斜大，井筒原油举升难。调研胜利陆地油田，浅层大斜度井举升工艺未成熟配套。
2 高效开发配套技术应用探索
2.1 试采突破低产瓶颈。A井投产Nm73+4单层，砂层厚度14.0m，射孔厚度9.0m，最大井斜角50.98°，该井区试油资料统计平均地面原油粘度476mPa.s。（1）油层保护。油层保护效果是影响井作业的核心因素，防止乳化与冷伤害是避免原油粘度增加的关键所在。（2）入井液配方：埕北井区地层水型为碳酸氢钠，馆下段水源井水与地层水接触不结垢。此次试采作业入井液未用近年稠油探井常用的过滤海水+清洗剂，而是优选NG7过滤水源井水（配伍、高温、清洁）+破乳剂+氯化钾+阻垢剂；过滤精度≤5μm，机杂含量≤5mG/L，浊度值<20NTU。
2.2 洗井。先用300m3 过滤海水替浆、洗井；替浆后用NaOH 溶液浸泡清洗井筒，同时针对该井井斜较大，要求施工平台将洗井排量提至1.5m3/miN；再替井筒30m3 水源井水，洗井更加彻底。
2.3 测试联作。采用127枪127GH 低碎屑弹负压4MPa射孔测试二联作，MFE测试阀底带电子压力计、机械压力计；采用二开一关工作制度，测试目的是了解地层产能、液性、压力、温度及地层参数。
2.4 防砂工艺。根据测试联作期间地层出砂，采用光油管单层限压挤压充填+高速水充填防砂。充填砾石：适度防砂，选用0.425～0.85mm 粒径卡博陶粒砂。防砂管：早期海上稠油井防砂管挡砂精度60～120μm，很大程度上影响油井产能。目前油井基本采用精密复合滤砂管，挡砂 精度150μm。区块粒度中值0.125mm，沿用精密复合滤砂管。携砂液配方：为了避免压 开Nm73+4的 底水层，挤压充填防砂采用不交联压裂液；高速水充填防砂采用水源井水。挤压充填防砂：采用不交联携砂液，施工排量2～2.2m3/miN，泵压10～15.6MPa，砂比5～50%，加砂23m3。挤压前地层无漏失，挤压后地层漏速0.1～0.2m3/H。2.1.3.2 高速水充填防砂：计算炮眼充填系数为41.1L/m，验盲管外砂高为8.3m，防砂比较成功。
2.5 电泵完井。采用国产宽流道聚四氟乙烯涂层防垢型电泵（80m3/d-62KW），进一步降低稠油流动阻力。为了降低稠油举升摩阻，完井油管由常用的2-7/8iNEU 改为3-1/2iNNU 油 管，下入化學注入阀，带毛细管测压装置。为了防止地层激动出砂，试采配套应用变频控制柜，从35Hz低频开始生产。但 试 采5天 后取样含水突然激增至80%-85%，除调频（45↓40Hz）外并无有效控水措施。因此稠油井试抽期间应注意控制生产压差，延长低频生产期，延缓含水上升。虽然油藏发育不如差，但针对其低产原因重点改进，采取得较好效果：累计生产6天，共排液666方，日产液量过百吨，初期化验含水15～19%，突破了海上稠油单井低产关。随着“十二五”馆陶组疏松砂岩油藏开发配套技术日趋成熟，通过辩证借鉴稀油开发技术，集成创新，形成 高效开发配套技术，为下步稠油规模化高效开发奠定了基础。应用稠油高效开发配套技术可大幅提高海上稠油单井产能，推动海上稠油开发进程，全力打造继埕岛老区加密调整之后又一新的产量增长点。
3 高效开发配套技术研究
3.1 注水时机。在区块产能建设中要提前运行，加快地面工程配套，实现区块注采同步，保压 开 发，避免地层脱气导致原油粘度增加。
3.2 油层保护。优选基液，推荐使用清洁、具有一定温度的水源井水；优选防膨、防乳化、防垢及防水锁剂；各添加剂的配伍性研究；根据动用区块最新油样，绘制海上稠油粘温曲线，指导入井液 温度控制，避免油层冷伤害。泥浆堵塞解除技术；无机垢堵塞解除技术。海上复合防砂油井最大生产压差可达6-7MPa，初期平均单井日产液超过70T，无出砂井，应用效果较好。下步定向井仍采用目前海上主导复合防砂工艺。主力层突出，仅2套主力含油小层，研究该区定向井“大斜度裸眼完井技术”开发，实现油藏裸露面积最大化，提高稠油油藏流动性。
3.3水平井。油藏采用水平井、分支水平井完井，可提高油层泄流面积。目前国内疏松砂岩油藏分支水平井主要采用裸眼悬挂滤砂管防砂完井，裸眼砾石充填尚无应用先例。海上馆陶组成功投产三口分支水平井，其防砂方式均为主井眼裸眼悬挂滤砂管完井，分支井眼裸眼完井；三口井投产至今平均单井日产液量98.5T，表明裸眼挂滤防砂技术的可靠性。因此，分支水平井优选裸眼悬挂滤砂管防砂。
参考文献：
[1] 应用稠油开发新技术提升稠油开发效果[J]. 朱磊. 石油石化节能. 2017（04）
关键词：海上油田；单井开发效益；水平井工艺；举升方式
1 开发特征
1.1油藏有一定天然能量，但不充足通过测压资料可知，每采出1%地质储量地层压力下降1MPa。（1）油井产能低，采油速度低。单井日油能力较低，导致整个区块采油速度低，最高采油速度仅1.5%左右。（2）油藏开发效果差从含水与采出程度曲线可看出，区块含水上升较快，投产近十年采出程度仅6%左右，远达不到海上高速高效开发要求。
1.2开采难点。当时防砂工艺主要采用挂滤和循环充填，举升方式主要采用潜油螺杆泵和国产电泵，投产后单井产能低、生产中易出砂、检泵周期不足两年，有3口井甚至投产未成功。
1.2.1 注水滞后导致原油粘度增加。区块跟常规区块一样注水滞后开发，则地层能量下降后会导致地层脱气，使原油粘度升高，进一步增加开采难度。（1）对油层保护要求更高。敏感性：海上储层敏感性资料较少，大多 区块未开展敏感性试验。根据五敏实验结果：无盐敏、弱水敏、中等酸敏、中等速敏。针对弱水敏，在油层保护上主要采用防膨剂；针对中等酸敏，尽量不实施酸化，如有酸洗，则应对酸液配方进行优选；针对中等速敏，需要控制油井的生产压差和注水井的注入速度。（2）粘温特性。具有较强粘温特性，即粘度会随着温度的变化会出现粘度性能的很大差异。（3）原油乳化。外来液体进入储层后，会和原油形成新的混合体系，原油中的沥青质、胶质等天然活性物质以及外来液体中活性剂会造成油水乳化，乳化液相对于纯油、水流体来讲，对岩石的弱亲水表面上分布的粘土矿物有更强的剪切破坏和携带能力。因此原油乳化后会造成更严重微粒运移，使产量下降。
1.2.2 渗流阻力大，防砂举升难。区块岩石胶结疏松，地层砂粒度细，部署采用水平井、分支水平井及大斜度定向井，油层段裸眼筛管完井，给防砂工艺应用带来难度。原油粘度高、井斜大，井筒原油举升难。调研胜利陆地油田，浅层大斜度井举升工艺未成熟配套。
2 高效开发配套技术应用探索
2.1 试采突破低产瓶颈。A井投产Nm73+4单层，砂层厚度14.0m，射孔厚度9.0m，最大井斜角50.98°，该井区试油资料统计平均地面原油粘度476mPa.s。（1）油层保护。油层保护效果是影响井作业的核心因素，防止乳化与冷伤害是避免原油粘度增加的关键所在。（2）入井液配方：埕北井区地层水型为碳酸氢钠，馆下段水源井水与地层水接触不结垢。此次试采作业入井液未用近年稠油探井常用的过滤海水+清洗剂，而是优选NG7过滤水源井水（配伍、高温、清洁）+破乳剂+氯化钾+阻垢剂；过滤精度≤5μm，机杂含量≤5mG/L，浊度值<20NTU。
2.2 洗井。先用300m3 过滤海水替浆、洗井；替浆后用NaOH 溶液浸泡清洗井筒，同时针对该井井斜较大，要求施工平台将洗井排量提至1.5m3/miN；再替井筒30m3 水源井水，洗井更加彻底。
2.3 测试联作。采用127枪127GH 低碎屑弹负压4MPa射孔测试二联作，MFE测试阀底带电子压力计、机械压力计；采用二开一关工作制度，测试目的是了解地层产能、液性、压力、温度及地层参数。
2.4 防砂工艺。根据测试联作期间地层出砂，采用光油管单层限压挤压充填+高速水充填防砂。充填砾石：适度防砂，选用0.425～0.85mm 粒径卡博陶粒砂。防砂管：早期海上稠油井防砂管挡砂精度60～120μm，很大程度上影响油井产能。目前油井基本采用精密复合滤砂管，挡砂 精度150μm。区块粒度中值0.125mm，沿用精密复合滤砂管。携砂液配方：为了避免压 开Nm73+4的 底水层，挤压充填防砂采用不交联压裂液；高速水充填防砂采用水源井水。挤压充填防砂：采用不交联携砂液，施工排量2～2.2m3/miN，泵压10～15.6MPa，砂比5～50%，加砂23m3。挤压前地层无漏失，挤压后地层漏速0.1～0.2m3/H。2.1.3.2 高速水充填防砂：计算炮眼充填系数为41.1L/m，验盲管外砂高为8.3m，防砂比较成功。
2.5 电泵完井。采用国产宽流道聚四氟乙烯涂层防垢型电泵（80m3/d-62KW），进一步降低稠油流动阻力。为了降低稠油举升摩阻，完井油管由常用的2-7/8iNEU 改为3-1/2iNNU 油 管，下入化學注入阀，带毛细管测压装置。为了防止地层激动出砂，试采配套应用变频控制柜，从35Hz低频开始生产。但 试 采5天 后取样含水突然激增至80%-85%，除调频（45↓40Hz）外并无有效控水措施。因此稠油井试抽期间应注意控制生产压差，延长低频生产期，延缓含水上升。虽然油藏发育不如差，但针对其低产原因重点改进，采取得较好效果：累计生产6天，共排液666方，日产液量过百吨，初期化验含水15～19%，突破了海上稠油单井低产关。随着“十二五”馆陶组疏松砂岩油藏开发配套技术日趋成熟，通过辩证借鉴稀油开发技术，集成创新，形成 高效开发配套技术，为下步稠油规模化高效开发奠定了基础。应用稠油高效开发配套技术可大幅提高海上稠油单井产能，推动海上稠油开发进程，全力打造继埕岛老区加密调整之后又一新的产量增长点。
3 高效开发配套技术研究
3.1 注水时机。在区块产能建设中要提前运行，加快地面工程配套，实现区块注采同步，保压 开 发，避免地层脱气导致原油粘度增加。
3.2 油层保护。优选基液，推荐使用清洁、具有一定温度的水源井水；优选防膨、防乳化、防垢及防水锁剂；各添加剂的配伍性研究；根据动用区块最新油样，绘制海上稠油粘温曲线，指导入井液 温度控制，避免油层冷伤害。泥浆堵塞解除技术；无机垢堵塞解除技术。海上复合防砂油井最大生产压差可达6-7MPa，初期平均单井日产液超过70T，无出砂井，应用效果较好。下步定向井仍采用目前海上主导复合防砂工艺。主力层突出，仅2套主力含油小层，研究该区定向井“大斜度裸眼完井技术”开发，实现油藏裸露面积最大化，提高稠油油藏流动性。
3.3水平井。油藏采用水平井、分支水平井完井，可提高油层泄流面积。目前国内疏松砂岩油藏分支水平井主要采用裸眼悬挂滤砂管防砂完井，裸眼砾石充填尚无应用先例。海上馆陶组成功投产三口分支水平井，其防砂方式均为主井眼裸眼悬挂滤砂管完井，分支井眼裸眼完井；三口井投产至今平均单井日产液量98.5T，表明裸眼挂滤防砂技术的可靠性。因此，分支水平井优选裸眼悬挂滤砂管防砂。
参考文献：
[1] 应用稠油开发新技术提升稠油开发效果[J]. 朱磊. 石油石化节能. 2017（04）