浅谈油田节能降耗方式方法

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摘要：海拉尔油田储层埋藏深，裂缝孔洞双重发育，渗透率低，属于复杂断陷油田。自然产能低，开采难度大，生产运行成本高。本文综合分析了海拉尔油田采油工程部分的现状及存在的问题，包括低产低效井、偏磨井、二氧化碳驱新技术以及注水等方面的问题，给出了节能降耗的方向，并提出了几点意见及建议，对实际生产具有一定的指导意义。

关键词：海拉尔；低产低效；注水；节能降耗

1海拉尔油田概述

海拉尔-塔木察格盆地横跨中蒙两国，占地7万多平方公里，石油总资源量13.03亿吨，我国境内的海拉尔油田已提交预测探明两级储量3.05亿吨。该油田产出条件差，油层埋藏深度大，储层泥化水化严重，缝隙、孔洞双重发育，属于复杂断块油田，自然产能低，渗透率低，开采难度极大。平均泵挂深度约1700m，乌东地区深井可达3500m，平均单井日产液量低，仅3.1t/d。另外海拉尔地区自9月份进入冬季生产，长期低温，最低气温可达-40℃，生产管理难度大。鉴于复杂的开发环境，海拉尔油田自投入开发以来主要以常规游梁式抽油方式为主，截止2014年底，海拉尔油田油井总数1174口，机采井数1069口，比例占到91.1%.

2生产现状及存在问题

海拉尔油田开采难度大，不仅体现在开采技术上，还体现在生产成本上。近年来，为节能降耗，提高经济效益，采油工程方面做了大量的工作，通过分类管理，采取针对性措施，加大低产井转间抽、转提捞力度，应用节能配套措施，降低举升能耗；完善管理与工艺配套，确保机采井“两率”指标稳定运行，但生产中仍存在一定问题，在节能降耗上仍有较大的提升空间。

2.1低产井数连年增多，举升效益下降

截止2014年年底，海拉尔油田机采井开井825口，供液不足井比例高达64.7%，平均沉没度为仅为128m，而小于100m油井已占到68.8%。低产井数量整体上居高不下（详见图1），举升效益下降。除低产液量外，相当部分油井短时间内达到了中、高含水的状态，部分区块综合含水上升较快。为节能降耗，目前已有421口抽油机井实施间抽生产制度，整个油田间抽比例已达49.4%，远远高于大庆老区的油田。而同样是外围油田，对比老区的外围，虽然海拉尔油田系统效率可持平，但日产液量<1t的油井系统效率仅为9.2%，而井数高达328口，占全部机采井比例的38.6%，目前这部分井间抽比例已达91.3%，要想在这部分油井上实现举升效益进的提升难度较大。

2.2井下杆管柱偏磨严重，检泵率高费用高

海拉尔油田泵挂普遍较深，平均下泵深度最浅的贝301区块为1124.3m，乌东、贝中区块近3000m，这直接导致了井下运动的复杂性，杆管柱偏磨问题比较严重。对因偏磨而进行检泵作业的53个井次的统计分析中，我们发现偏磨位置在上、中、下三个部位的比例分别为7.55%、5.66%和86.79%，可见管柱下方偏磨最为严重。造成偏磨的原因有很多，如下泵深度、产量、精神结构等，而造成海拉尔油田油井主要偏磨的原因是井斜（或井筒弯曲）、杆管失稳弯曲、产出液具有腐蚀性这三个方面。从以上原因着手，减轻偏磨的危害降低检泵率，延长检泵周期，节能降耗工作将有一定的进展。

2.3部分区块注水难度大，产能下降快措施见效短

海拉尔油田水井总数459口，日注水量10m3以下的低注井比例为46.9%。由于注水效果差，导致地层压力下降较快，无法保持正常的水驱效果，即便是进行油井压裂等增产措施，后期效果也不理想，措施有效期短。油田开发的过程中，由于原油的持续采出，原始地层压力逐渐下降，一般来讲如果地层能量充足，可进行弹性开采，而海拉尔油田属于复杂断陷低产低渗油田，天然能量不足，因此注水与开发几乎同步。但兴安岭群层、布达特群层地层条件较差，注水一直处于欠注状态。油井稳定产能时兴安岭群和布达特群储层的每米采油指数为0.02～0.06m3/d•MPa•m，采油井单井产能仅3t/d左右[1]。压裂作为低渗透油田最常见的增产手段，在该区块效果也不尽人意。2012年，平均单井累计增油为555t，开发到2014年，平均单井累计增油下降到456t，产出远远没有达到预计的水平。

2.4二氧化碳驱处于试验阶段，有待进一步完善

二氧化碳驱油技术在我国应用虽然不是很广泛，但其本身是一项相对成熟的采油技术。与水驱、聚驱采油相比，二氧化碳的成本较低、采收率较高。其原理是使气体溶解于地下的原油中，使地下原油体积膨胀，从而起到降低粘度、界面张力的作用，增加了原油的流动性，起到良好的驱油效果。根据二氧化碳驱在海拉尔的试验进展情况，目前采油工程主要还存在以下三个问题，一是防腐防垢措施需完善，二是封窜技术需配套，三是作业费用需降低。根据作业施工情况的跟踪反馈，井下杆管柱、工具腐蚀结垢的现象比较严重，比其他水驱井的比例要高。从日常生产数据可以看出，二氧化碳驱油井套压较高，套管中存有大量气体，高压气体会降低油井动液面的高度，产生供液能力不足的假象，不利用生产管理，因此封窜技术亟待解决。由于该项目目前仍处于试验阶段，存在较大不适应性，作业频率较高，作业费用较大，需要进一步的解决完善。

3建议

针对海拉尔油田采油工程方面存在的问题，本文从以下几个方面入手，给出几点意见及建议，有助于将节能降耗更加具体的应用到生产实际中。

3.1提高降本增效意识，加强典型事迹宣传

要想更大程度地实现降本增效，应采取技术与管理并行的方法。意识是行为的前提，意识指导行为首先就要从意识这个本质出发，从上到下，从管理者到技术人员，再到具体的岗位操作员工，都要深刻的理解“节能降耗、降本增效”的内涵。推广一项节能新技术是降耗，节省一块盘根同样也是降耗，节能降耗的思想意识不能量化，无论大小都应受到重视并加以鼓励。各级部门应层层分解，将工作做严做实，广泛宣传教育，挖掘身边降本增效的典型案例，大力推广，将“效益”这个概念植入每个员工的心中。

3.2加强机采系统管理，严格控制机采指标

对于油井的管理应本着从地面到地下的原则，管理范围从地面相关采油设备设施，到地下井筒、井下工具管理，再到深层次的油井动态分析、油层地质分析。生产中应继续加大低产举升方式和举升参数优化，深化低产井转间抽、转提捞工作，加大参数调整工作力度。具体实施起来首先要保证基础生产资料的全准，包括产量、含水、压力、测试资料等。其次要确定合理的工作制度，保证油井的系统效率。参数偏大井及时调小参或改为间抽，产液量持续过低者，应报计划关井。针对含蜡量高、含砂量高、偏磨严重的情况，生产中应确定科学合理的洗井制度，降低检泵率，保证油井的开井时数。水井部分的管理主要是把好注水质量关、平稳操作关，防止水敏、速敏等现象对地层产生污染进而增加开采难度，防止不合格水质对井下工具、杆管柱、地面管线的腐蚀，增加生产运行成本。其次要按时取全取准基础资料，并且能够及时分析、及时拿出调整措施，主要包括水质、吸水能力、压力、井下作业四方面的资料。尤其作为水敏性比较严重的油田，日注水量、注水压力等体现吸水能力的资料更为重要，其规律直接影响到注水开发方式的调整。最后要做到四个提高，即提高注水合格率、测试质量、封隔器使用寿命和施工作业水平。

3.3加强配套技术应用，合理优化生产结构

针对油田高含水井数多、产水量高的现状，应进一步加强机械堵水措施，控制无效注水，保证增油降水效果，同时也能起到缓解平面、层间矛盾，挖掘油层潜力的作用。为提高泵效，可推广高效液压自封低摩阻泵。相比常规整筒泵该泵可减小偏磨、提高泵效、降低能耗。现场试验试验表明，在泵径相同的情况下，采用液压自封泵泵效可提高10%。更换节能电机，如LP/CJT-12C型节能电机，其平均有功节电率9.80%，综合节电率14.36%，年节电率不可小视。对二氧化碳驱油井应综合应用防腐技术、腐蚀监测技术，选取适当的封窜工艺、封窜剂体系。偏磨严重的井应选用抗磨蚀油管、抗磨接箍、加重杆等技术措施，降低作业成本。水井方面，应加强注水调整，包括平面调整和层间调整，细分、重组注水层段，缓解地下矛盾，控制含水上升速度，从而减缓产量递减。

参考文献

[1]黄有泉.海拉尔油田苏德尔特复杂岩性储层压裂技术研究[D].大庆石油学院,2007.

作者:李鹏 单位:大庆油田有限责任公司海塔石油勘探开发指挥部