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摘要：新滩油田为普通稠油油藏，随着开发的不断深入，同时受边底水入侵的影响，含水上升快，部分油井逐步失去吞吐转周的潜力，且采出程度较低，为了寻求增产措施，进一步提高单井采收率，采用电潜泵进行多层合采的措施，取到了很好的增油效果，本文就电潜泵在普通稠油油藏高含水井开发上的应用进行浅薄的分析，为同类油藏的开发起到一定的借鉴作用。
关键词：普通稠油;吞吐转周; 采出程度;电潜泵
1 基本情况
1.1 区块地质特征
新滩油田为普通稠油油藏，勘探面积200Km2，构造为一个在前第三系潜山背景上发育起来的第三系超覆—披覆构造带，主体部位为一个近南北走向的小型背斜，构造高点位于KD18井附近，圈闭高度约为30m。主要含油层系为馆上段5、6砂层组，油层埋藏深度1020～1110m，地层厚约100m，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层。储层埋藏浅，胶结疏松，平均空隙度为35.7%，平均空气渗透率1860×10-3μm2，总体上看，储层物性好，属于高孔高渗油藏。馆上段油藏地层压力为10.8MPa，原油密度0.9740g/cm3，原油粘度2817mPa·s，属普通Ⅰ-2类稠油油藏。储层发育薄且单一，全部采用一套层系开发，主力层少，平均只有1-2个，非主力层发育差。储层含水饱和度高，先天发育差，受油藏自身发育影响，平均原始含水饱和度40.8%。边底水发育，Ngs 61、Ngs 62、Ngs 65层均见油水边界，边水能量充足，由于Ngs 62层、Ngs 63层发育大面积水体，随着采出程度及地层亏空的不断增大，边底水侵入迅速，含水上升快。
1.2 开发中存在的主要矛盾
1.2.1 开发阵地不断缩小
2017年以来，按照政策要求，新滩油田对自然保护区缓冲区内油井实施逐步封井退出方案，恢复井场环境生态，截止到2019年底，共计封井37口，占开井数25%，损失储量341.6万吨，开发阵地不断缩小。目前涉黄河沿岸的滩海区域还将封井53口，包括油井46口，边外注水井7口，其中正常生产油井35口，停产井12口，合计液量2859.8t/d，日油149.8t/d，综合含水94.8%，损失控制储量235万吨。
1.2.2 采油工艺遇到瓶颈
随着氮气调剖吞吐轮次的增加，周期生产时间变短，周期产油、油汽比减少，复合吞吐效果变差逐轮次效果变差。目前已有69口井实施CO2复合吞吐工艺，57口井采取了氮气调堵注汽，占热采井的85%，随着工艺轮次的增加，下步复合吞吐效果难以保障，急需热采新技术突破。
2 电潜泵在稠油区块的应用
面对日益严苛的环保政策及高含水开发面临的诸多问题，加快老井有效提液，盘活老井存量资产，提高采油速度，控制自然递减，既是确保新滩油田稳产开发的关键，也是新滩油田加快开发的必然要求。提液幅度的增加可使低渗层剩余油得到有效动用，新滩油田受层间非均质性影响，采出程度低，剩余油富集，常规抽油机及螺杆泵采油工艺不能满足提液需求，因而采用电潜泵提液增产，挖掘层间剩余油。
2.1 电潜泵生产情况
新滩油田自2018年4月以来，累计使用电潜泵生产油井共计16口，目前电泵井总井10口，开井7口，日液能力2021t/d，日油能力52.2t/d，平均含水97.4%，日耗电量11842Kwh。平均单井日液能力288.7t/d，平均单井日油能力7.5t/d，平均单井日耗电1692 Kwh/d。目前在用10台，其中二次利用旧机组5台，已报废2台，平均生产388天。
2.2 电潜泵增油效果
截止到目前，新滩油田累计使用电潜泵16口，成为新滩油田待封井区块提高采油速度、扩大稠油动用半径的重要挖潜手段，与应用前对比，增由能力142t/d，截止目前累计增油3.5589万吨，平均单井日油上升9.9吨。
2.3 电潜泵效益测算
新滩油田累计实施电泵井16口，截止目前累计产油3.8839万吨，累增油3.0485万吨;累产液145.3340万吨，累增液115.3035万吨。
累计利润=增油效益-增量投入-增加液量处理费-增加电费=3973.2万元。
其中，平均单井利润209万元，投入作业费用1346.3万元，其中电泵费用609万元。增加液量处理费用1307.4万元，增加电费532.5万元。
3电泵生产中存在的问题
3.1 电泵使用电源均为2000V高压电，但是在电力系统保障上存在缺陷，一是无变频控制系统，满频启动电流大，扭矩大，对机组损伤大;二是地面电缆绝缘性能差，容易老化短路造成机组损坏。如：2018年11月21日XTKD43-13井电泵变压器击穿，导致电机烧，该变压器仅投产159天;2020年3月8日KD29X18井地面接线盒电缆两相绝缘层老化短路造成停机;2020年3月16日KD29X18井下小扁电缆接头铅封上移不密封，电机短路击穿;2020年4月4日KD182-1井下机组发生故障，变压器损坏。
3.2 电泵本体强度偏低，12口电泵中有3口泵体疲劳性损坏（XTKD29-13、XTKD43-13、XTKD18-17-08），平均生产时间486天。
3.3 整套机组费用高，作业投入大，但是检泵周期短，作业频繁。管理五区自2018年4月以来累计使用12台电泵，累计作业次数29井次，平均检泵周期仅268天，其中2套电泵报废更换全新机组，1台电泵更换了除电缆以外的其他全部配件，合计投入作业费用1346.3万元，其中电泵费用609万元，占投入的45%以上。
4普通稠油区块电潜泵采油的几点认识
4.1 稠油区块提液能够扩大波及体积，强化弱流线，提高层间、层内剩余油动用效果，同时提液能够提高单井采收率，摊薄固定成本，提高单井经济效益。
4.2 電潜泵有其独特优势，可满足稠油区块有效提液的需求，是实现油田稳产增效开发的有效手段，达到了放大压差的目的。电泵大幅提液后，有效放大了生产压差，层间和层内潜力得到有效释放，生产压差最好增加3-4MPa以上，同时地层压力不可过低，要确保一定的地层能量和供液能力，控制液量，稳定油压生产。
参考文献
[1]刘景忠.电潜泵采油技术及其生产系统优化设计[J].中国高新技术企业，2014，（23）：11-12.
[2]郑俊德，张仲宏.国外电泵采油技术新进展[J].中国石油和化工标准与质量，2007，30（11）：101-102.
关键词：普通稠油;吞吐转周; 采出程度;电潜泵
1 基本情况
1.1 区块地质特征
新滩油田为普通稠油油藏，勘探面积200Km2，构造为一个在前第三系潜山背景上发育起来的第三系超覆—披覆构造带，主体部位为一个近南北走向的小型背斜，构造高点位于KD18井附近，圈闭高度约为30m。主要含油层系为馆上段5、6砂层组，油层埋藏深度1020～1110m，地层厚约100m，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层。储层埋藏浅，胶结疏松，平均空隙度为35.7%，平均空气渗透率1860×10-3μm2，总体上看，储层物性好，属于高孔高渗油藏。馆上段油藏地层压力为10.8MPa，原油密度0.9740g/cm3，原油粘度2817mPa·s，属普通Ⅰ-2类稠油油藏。储层发育薄且单一，全部采用一套层系开发，主力层少，平均只有1-2个，非主力层发育差。储层含水饱和度高，先天发育差，受油藏自身发育影响，平均原始含水饱和度40.8%。边底水发育，Ngs 61、Ngs 62、Ngs 65层均见油水边界，边水能量充足，由于Ngs 62层、Ngs 63层发育大面积水体，随着采出程度及地层亏空的不断增大，边底水侵入迅速，含水上升快。
1.2 开发中存在的主要矛盾
1.2.1 开发阵地不断缩小
2017年以来，按照政策要求，新滩油田对自然保护区缓冲区内油井实施逐步封井退出方案，恢复井场环境生态，截止到2019年底，共计封井37口，占开井数25%，损失储量341.6万吨，开发阵地不断缩小。目前涉黄河沿岸的滩海区域还将封井53口，包括油井46口，边外注水井7口，其中正常生产油井35口，停产井12口，合计液量2859.8t/d，日油149.8t/d，综合含水94.8%，损失控制储量235万吨。
1.2.2 采油工艺遇到瓶颈
随着氮气调剖吞吐轮次的增加，周期生产时间变短，周期产油、油汽比减少，复合吞吐效果变差逐轮次效果变差。目前已有69口井实施CO2复合吞吐工艺，57口井采取了氮气调堵注汽，占热采井的85%，随着工艺轮次的增加，下步复合吞吐效果难以保障，急需热采新技术突破。
2 电潜泵在稠油区块的应用
面对日益严苛的环保政策及高含水开发面临的诸多问题，加快老井有效提液，盘活老井存量资产，提高采油速度，控制自然递减，既是确保新滩油田稳产开发的关键，也是新滩油田加快开发的必然要求。提液幅度的增加可使低渗层剩余油得到有效动用，新滩油田受层间非均质性影响，采出程度低，剩余油富集，常规抽油机及螺杆泵采油工艺不能满足提液需求，因而采用电潜泵提液增产，挖掘层间剩余油。
2.1 电潜泵生产情况
新滩油田自2018年4月以来，累计使用电潜泵生产油井共计16口，目前电泵井总井10口，开井7口，日液能力2021t/d，日油能力52.2t/d，平均含水97.4%，日耗电量11842Kwh。平均单井日液能力288.7t/d，平均单井日油能力7.5t/d，平均单井日耗电1692 Kwh/d。目前在用10台，其中二次利用旧机组5台，已报废2台，平均生产388天。
2.2 电潜泵增油效果
截止到目前，新滩油田累计使用电潜泵16口，成为新滩油田待封井区块提高采油速度、扩大稠油动用半径的重要挖潜手段，与应用前对比，增由能力142t/d，截止目前累计增油3.5589万吨，平均单井日油上升9.9吨。
2.3 电潜泵效益测算
新滩油田累计实施电泵井16口，截止目前累计产油3.8839万吨，累增油3.0485万吨;累产液145.3340万吨，累增液115.3035万吨。
累计利润=增油效益-增量投入-增加液量处理费-增加电费=3973.2万元。
其中，平均单井利润209万元，投入作业费用1346.3万元，其中电泵费用609万元。增加液量处理费用1307.4万元，增加电费532.5万元。
3电泵生产中存在的问题
3.1 电泵使用电源均为2000V高压电，但是在电力系统保障上存在缺陷，一是无变频控制系统，满频启动电流大，扭矩大，对机组损伤大;二是地面电缆绝缘性能差，容易老化短路造成机组损坏。如：2018年11月21日XTKD43-13井电泵变压器击穿，导致电机烧，该变压器仅投产159天;2020年3月8日KD29X18井地面接线盒电缆两相绝缘层老化短路造成停机;2020年3月16日KD29X18井下小扁电缆接头铅封上移不密封，电机短路击穿;2020年4月4日KD182-1井下机组发生故障，变压器损坏。
3.2 电泵本体强度偏低，12口电泵中有3口泵体疲劳性损坏（XTKD29-13、XTKD43-13、XTKD18-17-08），平均生产时间486天。
3.3 整套机组费用高，作业投入大，但是检泵周期短，作业频繁。管理五区自2018年4月以来累计使用12台电泵，累计作业次数29井次，平均检泵周期仅268天，其中2套电泵报废更换全新机组，1台电泵更换了除电缆以外的其他全部配件，合计投入作业费用1346.3万元，其中电泵费用609万元，占投入的45%以上。
4普通稠油区块电潜泵采油的几点认识
4.1 稠油区块提液能够扩大波及体积，强化弱流线，提高层间、层内剩余油动用效果，同时提液能够提高单井采收率，摊薄固定成本，提高单井经济效益。
4.2 電潜泵有其独特优势，可满足稠油区块有效提液的需求，是实现油田稳产增效开发的有效手段，达到了放大压差的目的。电泵大幅提液后，有效放大了生产压差，层间和层内潜力得到有效释放，生产压差最好增加3-4MPa以上，同时地层压力不可过低，要确保一定的地层能量和供液能力，控制液量，稳定油压生产。
参考文献
[1]刘景忠.电潜泵采油技术及其生产系统优化设计[J].中国高新技术企业，2014，（23）：11-12.
[2]郑俊德，张仲宏.国外电泵采油技术新进展[J].中国石油和化工标准与质量，2007，30（11）：101-102.