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[摘 要]埕岛油田已进入开发的中后期，为提高海上油气田的采收率，满足企业高速高效发展的需要，采油注水工艺必须解决好层间矛盾、层内矛盾及井筒自身矛盾，解决好油水分离、含油污水处理等问题，与油藏研究、钻完井设计、工程设计及油田生产等实现无缝衔接，注重新技术的研究。本文针对制约埕岛增注与强注的难题开展研究，通过自营区与合作区系列的对比，得出影響自营区增注、强注难的根本原因在于高矿化度海水作为注入水水源的制约，提出相应的注水工艺技术应用。
[关键词]埕岛油田；浅海注水；分层注水；应用
中图分类号：TE32.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0148-01
1 前言
胜利埕岛油田地处渤海湾南部极浅海域，总探明地质储量5亿吨。目前，该油田存在两种开发方式，一种是利用胜利油田自有的工艺技术；另一种是2000年，在埕岛油田西部区块，与美国Noble能源公司合作，采用国外先进技术投入开发的EDC合作区。两种开发方式均取得了良好的效果，合作区采取强采、强注的快速提液技术，投产后，平均单井产能过百吨，采油速度1.6%。埕岛油田成为了中国第一个200万吨级的极浅海大油田，但采油速度0.9%，较低的采油速度导致在平台有效期内地下还存在大量的剩余油未采出，造成了极大的油气资源浪费。目前自营区地层能量下降较大，影响了油田快速提液。为有效补充地层能量，本文开展合作区与自营区注水工艺技术的对比，为自营区的强注与有效注水寻找方法。
2 注水工艺与效果对比分析
2.1 油藏地质特征与注水效果
油藏地质调整对比可知，自营区与合作区主力油藏为馆陶组，二者具有相同的油藏地质调整。自营区目前总井数377口，水井71口，日实际注水8341m，单井平均日注量117.5m3m/d，井口压力平均为6.71MPa，累计注采比0.4。合作区位于埕岛油田的西部，中美合作开发的EDC合作区块，从2003年投入开发，目前总井数24口，水井6口，日实际注水3735m3，单井平均日注量623m3/d，为自营区的5倍多，井口注入压力平均为11.7MPa，累计注采比0.99。
2.2 开发技术政策
自营区：以利用天然能量和注水为主，一套层系开发，在地层压力降至饱和压力时注水，并使地层压力保持在饱和压力附近开采；采用不规则面积注采井网，注采比为1：2-3，生产压差为1.5MPa2MPa，井距为250m～500m。埕岛油田合作区相对自营区而言，主力层突出，含油层位主要为馆陶组上段1-2砂层组和5-6砂层组，原油性质差别较大，含油井段长为354m，地面原油密度为0.853g/cm0.913g/cm。合作区：与自营区不同，分2套层系开发，井距为300m～600m；同期注水，保持原始地层压力开采，注采比为1.0，大压差生产（方案设计5MPa）。虽然，自营区实施后开发初期效果较好，实施后为单井产油量71t/d，当年产油量为77.7×10t，均高于设计指标，且投资远低于中国海上其他同类油田。但是对于埕岛油田，由于井段长，层数多，层间差异大，层间干扰严重，而且地饱压差小，在没有分层系开采和实施同期注水的情况下，中后期只能实行温和注水，以降低层间干扰，目前71口水井，日配注仅8460m3，单井平均日注量约120m3/d。
2.3 注水水源
合作区水源：水源井就地取馆下段水源加污水回注，注入水与地层配伍性好，水型NaHCO，矿化度低（4230），腐蚀缓慢，不加防腐剂实测腐蚀速度0.05mm/a，加防腐剂后测为0.02mm/a；同时，入井液与产出液配伍性良好，机械杂质含量低，未造成对地层的污染，再进行如定期杀菌，添加化学药剂等水质处理，水质好，管柱结垢和腐蚀情况不明显，管柱寿命较长。其次，合作区采用等温注水方式，充分利用发电机的余热，将地层水破乳后加温到60℃接近于地层温度（66℃以上）后注入地层，提高了注水开发效果和油田开发效果，投产后地层温度稳中有升，初期测地层温度为62℃～68℃，近期测得地层温度为70℃左右，数值模拟结果也表明目前地层条件下的原油性质比投产前好。自营区注水水源：以海水（冷水）为主，污水为辅；注水地面流程为原油污水和埕岛海水分别在中心一号、二号进行处理，处理达标的水质经增压后进入注水管网，最后到注水井。海水作为水源是取用方便，费用低廉的水源，但随着注水工作的深入，暴露出海水作为水源带来的一系列不良后果。海水矿化度高达3.3×10mg/L，矿化度高，同时受沿程干线的二次污染，注水管柱腐蚀结垢严重，如图1所示。
这就造成，一方面水井污染，近井地带堵塞严重，油田中后期地层的增注与强注难以实现。注水启动压力上升速度为0.68MPa/a，而地层的压力恢复速度仅为0.2MPa/a。另一方面，管柱腐蚀造成水井寿命达不到预期目标，虽然试验了多种防腐工艺，管柱寿命达不到海上要求的5年寿命。同时，管柱结垢堵塞会导致水井测调遇阻遇卡，仅2008～2011年就有36口井出现测调遇卡遇阻，水井测调困难。此外，从实际注水情况看，水质的好坏是埕岛油田中后期注水大调整工作中的关键因素，是能否实现强注、增注的前提。同时，通过表2也可以看出，合作区在同样的油藏地质条件下，注入压力11.7MPa，单井日注入量达600m3，为自营区的提压增注也指明了方向。
2.4 分层注水工艺
目前有注水井6口，其中有2口井（12I、10I）是分注，4口井（18I、11I、14I、22I）合注。据吸水剖面资料统计，纵向上砂层组间注采矛盾较大，馆陶组上段1+2砂层组吸水量大且明显超注，馆陶组上段5-6砂层组处于欠注状态。从2000年开始陆续转注，主导的注水工艺采用大通径分层防砂分层注水，实现海上需求的7in套管内二级三段的分防分注，分注效果良好。
3 结论
综上所述，对于埕岛油田自营区中后期调整，要解决埕岛自营区增注与强注难的问题，首先要在源头上解决注水水源的问优先采用矿化度低，且与其配伍良好的地层水源，采用水源井取水，真正实现“注好水”，从而消除由于注高矿化度海水所带来的一系列不良影响。此外，采用同期注水，实施提压增注工艺时，满足中后期大调整快速提液的要求。本文就注水工艺在应用作了初步探讨。随着海洋石油开发的不断发展，对新技术的需求越来越高，要不断地超越自我，不断地创新思维，创新技术，为企业实现又好又快的发展目标做出更大的贡献。
参考文献
[1] 陈清汉，徐冬梅，朱凯.埕岛极浅海油田注采方案优化研究.钻采工艺，2004，27（3）：53-56.
[2] 刘殷韬，申兴哲，王进京.埕岛油田出砂油藏分层防砂分层注水技术.油气地质与采收率，2005，12（5）：73-75.
[3] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[M].北京：石油工业出版社，2007.
[关键词]埕岛油田；浅海注水；分层注水；应用
中图分类号：TE32.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0148-01
1 前言
胜利埕岛油田地处渤海湾南部极浅海域，总探明地质储量5亿吨。目前，该油田存在两种开发方式，一种是利用胜利油田自有的工艺技术；另一种是2000年，在埕岛油田西部区块，与美国Noble能源公司合作，采用国外先进技术投入开发的EDC合作区。两种开发方式均取得了良好的效果，合作区采取强采、强注的快速提液技术，投产后，平均单井产能过百吨，采油速度1.6%。埕岛油田成为了中国第一个200万吨级的极浅海大油田，但采油速度0.9%，较低的采油速度导致在平台有效期内地下还存在大量的剩余油未采出，造成了极大的油气资源浪费。目前自营区地层能量下降较大，影响了油田快速提液。为有效补充地层能量，本文开展合作区与自营区注水工艺技术的对比，为自营区的强注与有效注水寻找方法。
2 注水工艺与效果对比分析
2.1 油藏地质特征与注水效果
油藏地质调整对比可知，自营区与合作区主力油藏为馆陶组，二者具有相同的油藏地质调整。自营区目前总井数377口，水井71口，日实际注水8341m，单井平均日注量117.5m3m/d，井口压力平均为6.71MPa，累计注采比0.4。合作区位于埕岛油田的西部，中美合作开发的EDC合作区块，从2003年投入开发，目前总井数24口，水井6口，日实际注水3735m3，单井平均日注量623m3/d，为自营区的5倍多，井口注入压力平均为11.7MPa，累计注采比0.99。
2.2 开发技术政策
自营区：以利用天然能量和注水为主，一套层系开发，在地层压力降至饱和压力时注水，并使地层压力保持在饱和压力附近开采；采用不规则面积注采井网，注采比为1：2-3，生产压差为1.5MPa2MPa，井距为250m～500m。埕岛油田合作区相对自营区而言，主力层突出，含油层位主要为馆陶组上段1-2砂层组和5-6砂层组，原油性质差别较大，含油井段长为354m，地面原油密度为0.853g/cm0.913g/cm。合作区：与自营区不同，分2套层系开发，井距为300m～600m；同期注水，保持原始地层压力开采，注采比为1.0，大压差生产（方案设计5MPa）。虽然，自营区实施后开发初期效果较好，实施后为单井产油量71t/d，当年产油量为77.7×10t，均高于设计指标，且投资远低于中国海上其他同类油田。但是对于埕岛油田，由于井段长，层数多，层间差异大，层间干扰严重，而且地饱压差小，在没有分层系开采和实施同期注水的情况下，中后期只能实行温和注水，以降低层间干扰，目前71口水井，日配注仅8460m3，单井平均日注量约120m3/d。
2.3 注水水源
合作区水源：水源井就地取馆下段水源加污水回注，注入水与地层配伍性好，水型NaHCO，矿化度低（4230），腐蚀缓慢，不加防腐剂实测腐蚀速度0.05mm/a，加防腐剂后测为0.02mm/a；同时，入井液与产出液配伍性良好，机械杂质含量低，未造成对地层的污染，再进行如定期杀菌，添加化学药剂等水质处理，水质好，管柱结垢和腐蚀情况不明显，管柱寿命较长。其次，合作区采用等温注水方式，充分利用发电机的余热，将地层水破乳后加温到60℃接近于地层温度（66℃以上）后注入地层，提高了注水开发效果和油田开发效果，投产后地层温度稳中有升，初期测地层温度为62℃～68℃，近期测得地层温度为70℃左右，数值模拟结果也表明目前地层条件下的原油性质比投产前好。自营区注水水源：以海水（冷水）为主，污水为辅；注水地面流程为原油污水和埕岛海水分别在中心一号、二号进行处理，处理达标的水质经增压后进入注水管网，最后到注水井。海水作为水源是取用方便，费用低廉的水源，但随着注水工作的深入，暴露出海水作为水源带来的一系列不良后果。海水矿化度高达3.3×10mg/L，矿化度高，同时受沿程干线的二次污染，注水管柱腐蚀结垢严重，如图1所示。
这就造成，一方面水井污染，近井地带堵塞严重，油田中后期地层的增注与强注难以实现。注水启动压力上升速度为0.68MPa/a，而地层的压力恢复速度仅为0.2MPa/a。另一方面，管柱腐蚀造成水井寿命达不到预期目标，虽然试验了多种防腐工艺，管柱寿命达不到海上要求的5年寿命。同时，管柱结垢堵塞会导致水井测调遇阻遇卡，仅2008～2011年就有36口井出现测调遇卡遇阻，水井测调困难。此外，从实际注水情况看，水质的好坏是埕岛油田中后期注水大调整工作中的关键因素，是能否实现强注、增注的前提。同时，通过表2也可以看出，合作区在同样的油藏地质条件下，注入压力11.7MPa，单井日注入量达600m3，为自营区的提压增注也指明了方向。
2.4 分层注水工艺
目前有注水井6口，其中有2口井（12I、10I）是分注，4口井（18I、11I、14I、22I）合注。据吸水剖面资料统计，纵向上砂层组间注采矛盾较大，馆陶组上段1+2砂层组吸水量大且明显超注，馆陶组上段5-6砂层组处于欠注状态。从2000年开始陆续转注，主导的注水工艺采用大通径分层防砂分层注水，实现海上需求的7in套管内二级三段的分防分注，分注效果良好。
3 结论
综上所述，对于埕岛油田自营区中后期调整，要解决埕岛自营区增注与强注难的问题，首先要在源头上解决注水水源的问优先采用矿化度低，且与其配伍良好的地层水源，采用水源井取水，真正实现“注好水”，从而消除由于注高矿化度海水所带来的一系列不良影响。此外，采用同期注水，实施提压增注工艺时，满足中后期大调整快速提液的要求。本文就注水工艺在应用作了初步探讨。随着海洋石油开发的不断发展，对新技术的需求越来越高，要不断地超越自我，不断地创新思维，创新技术，为企业实现又好又快的发展目标做出更大的贡献。
参考文献
[1] 陈清汉，徐冬梅，朱凯.埕岛极浅海油田注采方案优化研究.钻采工艺，2004，27（3）：53-56.
[2] 刘殷韬，申兴哲，王进京.埕岛油田出砂油藏分层防砂分层注水技术.油气地质与采收率，2005，12（5）：73-75.
[3] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[M].北京：石油工业出版社，2007.