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摘要：A油田是以高凝油砂岩油田，采用注水开发方式。目前已进入低速稳产、高含水阶段，随着开采的进行，注入、举升工艺存在诸多问题。本文针对该油田注入、举升工艺存在的问题，开展了深入的研究工作。注入工艺方面：多级分注管柱、多级分注管柱防弯配套工艺、测调联动工艺、密闭循环洗井工艺;举升工艺方面：化学加药冷采工艺、空心杆热线工艺、电热油管采油工艺，均匀实现了大规模的现场推广应用。
关键词：高凝油;注入;举升
1 地质概况
A油田高凝油区块1971年发现，1986年开发，油藏埋深1350m～3720m，中孔中高渗砂岩油藏，该块高凝油具有以下四个特点：含蜡量高，一般为30～45%，最高达53.52%;凝固点高，一般为42℃以上，最高达67℃;析蜡点高，一般为54～61℃;蜡熔点高，一般为58～75℃。
2 开发历程及开发现状
A油田高凝油区块经历了四个开发阶段：上产阶段、稳产阶段、递减阶段、低速稳产阶段。
（1）上产阶段（1984-1988）：能量开发及笼统注水阶段，压力保持水平18.0MPa，单井产量44.1t/d，两年内建产能200×104t;
（2）稳产阶段（1988-1994）：实施全面注水，简单分注阶段，原油产量稳年均产油220×104t，地层压力稳定在16MPa，含水上升快，年均上升7.4%;
（3）递减阶段（1994-2002）：多元化、细分层系注水阶段，产量年均自然递减率为24.9%，压力年均下降0.8 MP;
（4）低速穩产阶段（2002-目前）：优化注水、多级分注阶段，年均采油速度0.53%，压力水平保持在28.9%-59.2%，年均综合递减率为8.4%。
截止目前，油井总数994口，开井692口，日产油1881t/d，综合含水82.9%，水井数345口，日注水11037m3/d。
3 开采中注入、举升工艺存在的问题
（1）井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产
高凝油开采过程中，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。
（2）注水井分注和分层测试遇到的问题
由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象;分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大;由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响，分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。
4 注入工艺技术研究
随着注水层间矛盾日益突出，为实现注好水的目标，实施细化注水等注水技术。
（1）多级分注工艺管柱
2018年引进偏心多级分注管柱，并研究改进，在Φ139.7mm套管及Φ177.8mm套管井推广应用，最高分注级数达6级6层。目前油田共有分注井320口，三级以上分注井146口，占分注井的45.6%。管柱组合：GY341封隔器+偏心配水器+坐封反洗阀，配套镍磷镀油管及配水器。
（2）多级分注管柱防弯配套工艺
随着多级细分注水技术的规模实施，由于层间矛盾突出，在Φ177.8mm套管井出现了管柱弯曲问题。管柱弯曲不仅造成注水井投捞、测试不成功，影响注水工作的正常开展，还会使井下封隔器解封，导致注水井的分注工作失效。针对注水管柱弯曲问题，研究配套了防弯工具并优化了管柱组合，现场应用下拉式防弯锚及4″油管防弯措施效果较好。2018年以来累计实施43口井，管柱弯曲的现象得到缓解。
（3）测调联动工艺
为减少测试工作量，提高分注水平，引进测调联动注水工艺。该套工艺实现层段测试、分层配注、地面可控、数据采集自动化，不仅缩短动态调配周期，而且提高了分层配注效果。2019年现场应用测试27口井，测试成功率100%，层段合格率达到97%，对比常规测试有大幅提高。
（4）密闭循环洗井工艺
针对井筒死油影响，解决办法主要采用大排量热洗管柱，近年引进密闭循环洗井工艺，清除管柱死油影响。
设备构成：电加热装置、两级旋流除砂器、高效低阻液-液旋流除油器、卧式聚结沉降器、一级深床过滤器、二级精细过滤器及两套气动加药装置。
5 举升工艺技术研究
高凝油田进入中高含水期后，加强了以高凝油冷采冷输、深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺技术研究。采油方式以抽油机、螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。
（1）常规冷采工艺
日产液高于20吨，含水超过90%的多数高凝油井，井口出液温度保持在34℃以上，可以实现冷采，配合定期热洗可保持长期连续冷采。通过提液等措施，增加油井产液量，扩大了常规冷采井的规模，目前高凝油区块已有324口井实现了常规冷采，占高凝油总井数的45.5%。
（2）化学加药冷采工艺
针对产液量在10吨以上、含水在50%以上的高凝油井，通过套管环空点滴加药，与油层产出液混合，利用药剂润湿分散作用，减小混合液的流动阻力，防止凝固，实现冷采。最大应用规模达到84口井，年累节电量700万度以上。
（3）空心杆热线工艺
该工艺2015年开始试验应用。2016年开始在油田得到规模推广应用，到2018年采用该工艺的总开井数255口，日产液2248吨，日产油1046吨，综合含水53%。
（4）电热油管采油工艺
2016年3月引入，很好地替代了闭抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究改进，获得多项国家专利。到2018年现场应用规模达到196口井，目前有82口井。
作者简介：
张健，男，工程师，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事采油工艺方面的研究工作.
关键词：高凝油;注入;举升
1 地质概况
A油田高凝油区块1971年发现，1986年开发，油藏埋深1350m～3720m，中孔中高渗砂岩油藏，该块高凝油具有以下四个特点：含蜡量高，一般为30～45%，最高达53.52%;凝固点高，一般为42℃以上，最高达67℃;析蜡点高，一般为54～61℃;蜡熔点高，一般为58～75℃。
2 开发历程及开发现状
A油田高凝油区块经历了四个开发阶段：上产阶段、稳产阶段、递减阶段、低速稳产阶段。
（1）上产阶段（1984-1988）：能量开发及笼统注水阶段，压力保持水平18.0MPa，单井产量44.1t/d，两年内建产能200×104t;
（2）稳产阶段（1988-1994）：实施全面注水，简单分注阶段，原油产量稳年均产油220×104t，地层压力稳定在16MPa，含水上升快，年均上升7.4%;
（3）递减阶段（1994-2002）：多元化、细分层系注水阶段，产量年均自然递减率为24.9%，压力年均下降0.8 MP;
（4）低速穩产阶段（2002-目前）：优化注水、多级分注阶段，年均采油速度0.53%，压力水平保持在28.9%-59.2%，年均综合递减率为8.4%。
截止目前，油井总数994口，开井692口，日产油1881t/d，综合含水82.9%，水井数345口，日注水11037m3/d。
3 开采中注入、举升工艺存在的问题
（1）井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产
高凝油开采过程中，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。
（2）注水井分注和分层测试遇到的问题
由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象;分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大;由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响，分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。
4 注入工艺技术研究
随着注水层间矛盾日益突出，为实现注好水的目标，实施细化注水等注水技术。
（1）多级分注工艺管柱
2018年引进偏心多级分注管柱，并研究改进，在Φ139.7mm套管及Φ177.8mm套管井推广应用，最高分注级数达6级6层。目前油田共有分注井320口，三级以上分注井146口，占分注井的45.6%。管柱组合：GY341封隔器+偏心配水器+坐封反洗阀，配套镍磷镀油管及配水器。
（2）多级分注管柱防弯配套工艺
随着多级细分注水技术的规模实施，由于层间矛盾突出，在Φ177.8mm套管井出现了管柱弯曲问题。管柱弯曲不仅造成注水井投捞、测试不成功，影响注水工作的正常开展，还会使井下封隔器解封，导致注水井的分注工作失效。针对注水管柱弯曲问题，研究配套了防弯工具并优化了管柱组合，现场应用下拉式防弯锚及4″油管防弯措施效果较好。2018年以来累计实施43口井，管柱弯曲的现象得到缓解。
（3）测调联动工艺
为减少测试工作量，提高分注水平，引进测调联动注水工艺。该套工艺实现层段测试、分层配注、地面可控、数据采集自动化，不仅缩短动态调配周期，而且提高了分层配注效果。2019年现场应用测试27口井，测试成功率100%，层段合格率达到97%，对比常规测试有大幅提高。
（4）密闭循环洗井工艺
针对井筒死油影响，解决办法主要采用大排量热洗管柱，近年引进密闭循环洗井工艺，清除管柱死油影响。
设备构成：电加热装置、两级旋流除砂器、高效低阻液-液旋流除油器、卧式聚结沉降器、一级深床过滤器、二级精细过滤器及两套气动加药装置。
5 举升工艺技术研究
高凝油田进入中高含水期后，加强了以高凝油冷采冷输、深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺技术研究。采油方式以抽油机、螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。
（1）常规冷采工艺
日产液高于20吨，含水超过90%的多数高凝油井，井口出液温度保持在34℃以上，可以实现冷采，配合定期热洗可保持长期连续冷采。通过提液等措施，增加油井产液量，扩大了常规冷采井的规模，目前高凝油区块已有324口井实现了常规冷采，占高凝油总井数的45.5%。
（2）化学加药冷采工艺
针对产液量在10吨以上、含水在50%以上的高凝油井，通过套管环空点滴加药，与油层产出液混合，利用药剂润湿分散作用，减小混合液的流动阻力，防止凝固，实现冷采。最大应用规模达到84口井，年累节电量700万度以上。
（3）空心杆热线工艺
该工艺2015年开始试验应用。2016年开始在油田得到规模推广应用，到2018年采用该工艺的总开井数255口，日产液2248吨，日产油1046吨，综合含水53%。
（4）电热油管采油工艺
2016年3月引入，很好地替代了闭抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究改进，获得多项国家专利。到2018年现场应用规模达到196口井，目前有82口井。
作者简介：
张健，男，工程师，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事采油工艺方面的研究工作.