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摘要：油田开发进入高含水阶段，如果依靠强注强采维持稳产势必造成能耗总量的成倍增加。针对油藏特点采取的CO2吞吐、调剖调驱、压裂改造等技术措施取得显著的控水稳油效果，提高采收率的同时大幅减少地层产水量，吨油耗电由321kWh下降到308kWh，平均每年节约采注输用电量900×104kWh。分析了油藏特点与能耗的关系，对油田开发生产系统节能工作有一定的宏观指导意义。新提出将节电量计入措施产出效益的观点对单井措施经济评价工作有借鉴意义。
关键词：油藏特点；稳油控水；能耗水平；系统效率
油田采油生产单位的能耗有80%是电能，节能工作主要围绕降低单耗和控制用电总量来开展。通常每年的节能技改项目、提高五大系统效率等工作都是为了降低采液单耗、注水单耗和集输单耗，而用电总量主要取决于油田产液量、地层能量、注水量、注水压力等因素。降低单耗在一定程度上也能减少总量，但其作用和效果远不如油田开发技术政策的调整。当油田开发进入特高含水阶段，综合含水对能耗总量的影响尤其明显[1-2]。如何根据油藏特点和主要矛盾采取稳油控水措施、提高驱油效率，减少油井产水量和注水井无效注水量，这是控制用电总量的根本措施，也是油田可持续发展急需研究的课题。
以冀东油田某作业区为例，主力区块主要是复杂断块构造岩性油藏，按含油层系可分为三类：浅层的Nm、Ng；中深层的Ed1、Ed2+3、Es1、Es31；深层的Es32+3、Es35。
1.1油藏开发特点及主要矛盾
浅层为天然水驱油藏，高孔高渗，储层疏松且非均质性强，边底水活跃，优势渗流通道发育，油水关系复杂。开发上以层内矛盾为主，油藏已整体进入特高含水后期，85%以上的储量已经暴性水淹，部分区块综合含水超过95%，自然递减率高达29%。中深层为注水开发油藏，中孔中渗，平面非均质性强，连通率低，纵向上生产井段长，层间非均质严重，多层合注合采。开发上以平面和层间矛盾为主，单层突进井数占43%，无效或低效循环严重，驱油效率低，动用程度差。深层为注水开发油藏，中低孔中低渗，部分低孔低渗，埋深3200～4000m，储层物性差，砂体规模小，难以形成有效的注采系统。开发上以平面矛盾为主，注采关系难以合理配置，注水层启动压力大多在30MPa以上，欠注、注不进现象严重，油井能量得不到补充。由于“三大矛盾”导致油田稳产难度大，注水开发油藏自然递减达到19%。如果依靠强注强采来维持稳产，势必造成能耗总量的成倍增加。
1.2油藏用电单耗特点
为分析采油单耗与油藏的关系，在三类油藏各选取30口典型油井，统计与单耗有关的平均单井数据进行对比分析（表1）。这里所说的采油单耗是指机采井用电单耗，包括吨液耗电和吨液百米耗电。结合相关理论和现场实际分析表1数据，不难发现：1）吨液耗电的主要影响因素为液面深度。因为等量液体举升高度越大耗电越多，深层油藏动液面是浅层的5.6倍，相应的吨液耗电为4.7倍。泵效对吨液耗电也有影响，但泵效本身主要受液面深度影响。2）吨液百米耗电考虑了液面对吨液耗电的影响，相对来说是比较综合的能耗指标。其他条件相近的前提下，其主要影响因素为泵挂深度。相同的液量从2000m举升到1000m和从1000m举升到井口相比，举升高度相同，但耗电量是不一样的，前者需要克服更多的摩擦阻力、震动载荷等。这里的浅层吨液百米耗电反而更高（表1），主要受原油物性影响。浅层是常规稠油油藏，虽然整体高含水减弱了影响程度，但个别井的吨液百米耗电仍然超过了5kWh。
1.3机采系统效率分析
浅层、中深层、深层的沉没度分别为857m、612m、262m，系统效率分别为18.1%、22.3%、19.7%，说明沉没度在600m左右比较合理。分析认为，机采系统效率实际上反映了举升系统的供排协调关系，协调关系越好系统效率越高。浅层的单井平均泵挂1219m，平均液面362m，明显不合理。实际上浅层油井举升设计综合考虑了各种因素，如泵挂位置避开造斜点、减少停井时的套管沉砂量、降低排量控制含水上升等，即人为因素导致供排不协调，致使浅层的系统效率偏低。为分析系统效率与能耗之间的关系，笔者统计了大量测试数据，结果显示：抽油机井、电泵井和螺杆泵井，其平均系统效率分别为23.4%、29.3%、34.4%，吨液耗电分别为13.3kWh、12.6kWh、5.9kWh，吨液百米耗电分别为0.98kWh、1.1kWh、1.2kWh。三种机采方式的系统效率差别较大，但吨液百米耗电相差无几，甚至是负相关，说明系统效率并不能真实反映机采井能耗水平。统计全油田的机采井宏观控制图合理区比例，抽油机井、电泵井、螺杆泵井分别为45%、52%、59%，进一步说明机采系统效率与供排协调关系直接相关。
1.4油藏类型与能耗的关系
很明显，影响油藏开发能耗的客观因素有油藏埋深、地层能量、储层物性、油品性质、含水、气油比等，采收率、驱油效率等因素主要取决于开发技术水平。前文所述，吨液耗电、吨液百米耗电、系统效率均不能反映油藏开发的能耗水平。由于各类油藏的油水井数和开发规模不同，用电总量也不能反映油藏的能耗水平。对于采油生产单位来说，吨油气当量采注输用电单耗（吨油耗电）是综合性最强的能耗指标，能够客观反映油藏开发能耗水平，具有横向和纵向的可比性。统计不同类型油藏采油注水用电比例（集输用电比例与产液量比例相同）和吨油耗电（表2），有几个明显特点：1）浅层油藏产液量占70.9%，采油用电只占38.5%。浅层注水量主要为调剖注入水量，注入压力不高，注水用电比例只有8.2%。由于综合含水高达96.3%，吨油耗电仍然高于深层油藏。2）中深层油藏的采注输用电都不是最高的，而吨油耗电最高，主要原因是综合含水达到87.2%，存在注采无效循环或低效循环。3）深层油藏由于液面深、注水压力高，采油和注水用电分别占37.1%和51.9%，而吨油耗电却最低，因为深层的综合含水最低。中深层和深层均为高含水油藏，综合含水相差11个百分点，含油却相差近1倍，致使吨油耗电高出26.5%。可见，综合含水对油藏开发能耗的影响之大绝非提高系统效率所能弥补的，尤其到了特高含水开发阶段影响程度更为明显。举一个单井实例更能说明问题，某井措施前为电泵井，堵水措施后下ϕ38泵生产（表3）。首先，仅看系统效率、吨液耗电、吨液百米耗电指标，该井措施前明显好于措施后，只有吨油耗电指标与实际能耗情况相符；其次，从增油角度评价，该井卡堵水措施没有经济效益，属于无效措施；但从节能角度评价，该井1年节电量为92.3×104kWh，如果算上集输、注水节约的电量，1年的经济效益至少在100万元以上，看似无效的措施变成了高效措施。综上所述，针对油藏采取的稳油控水措施往往使系统效率、吨液耗电、吨液百米耗电等指标变差，但节电效果非常明显，吨油耗电指标能够综合反映油藏开发能耗水平。另外，把节电量纳入油藏措施产出效益，单井措施效益评价将变得更加科学合理。
仍以该作业区为例，近几年强化区块综合治理，针对“三大矛盾”采取调控措施，提高波及系数与驱油效率，控水稳油取得明显成效。近5年来，综合含水由94.8%下降到88.6%，采油用电总量逐年降低，吨油耗电由321kWh下降到308kWh，平均每年节约采注输用电量900×104kWh。
2.1浅层天然水驱特高含水油藏控水驱油技术
自2011年开始研究攻关并规模实施CO2吞吐提高采收率技术，先后经历了先导试验、单井吞吐、协同吞吐、油藏吞吐等四个阶段，目前已成为浅层特高含水油藏提高采收率的第一代技术[3-4]。近6年来共实施CO2吞吐1072井次，平均单井次增油373t，累计减少产水量257×104t，平均每年节约采油用电330×104kWh，节约集输和污水回注用电量270×104kWh。目前正在试验注水吞吐和氮气吞吐技术，并开展化学复合驱控水驱油技术攻关与试验。
2.2中深层注水开发油藏精细注水和调剖调驱技术
通过深斜井偏心定量分注和同心测调一体化分层注水技术的应用，注水井分注率和分注合格率逐年提高，目前分别达到67.7%和67.2%，改善了吸水剖面，水驱储量动用程度持续提高。为适应不同类型油藏调剖调驱的需要，研发了中高温多酚聚酯交联聚合物、水玻璃复合凝胶、橡胶颗粒复合、耐温胶联聚合物等四种调剖调驱体系。5年来实施调剖调驱130井次，抑制吸水层193个，累计减少无效注水量9.3×104m3，有效改善了层间与平面矛盾，同时节约注水用电近100×104kWh。为解决低渗透油藏水井注入压力持续上升的问题，研究应用杂双子表活剂等降压增注技术。近1年来实施降压增注18井次，增注5.2×104m3，注水开发效果明显改善。
2.3深层低渗透油藏压裂改造技术
通过技术攻关，目前形成了封隔器机械分层压裂、水力喷射分层压裂和泵送桥塞分层压裂三种深斜井压裂工艺，研发了满足90～170℃储层压裂需要的低浓度胍胶压裂液体系[5]。近3年来实施油井压裂158口，措施有效率82.3%，平均单井增油784t；实施水井压裂50口，压裂前平均注水压力31MPa，压裂后初期注水压力23.5MPa，累计增注28×104m3，同时配套采出端治理，实施油井卡堵水101井次、解堵58井次。降低注水压力和油井卡堵水减少水量所节约的注水和采油用电在100×104kWh以上。
2.4注水井带压作业技术
随着水井带压作业技术水平和能力的提高，带压作业规模不断扩大[6]。近5年来实施注水井带压作业250井次，累计减少排放水量11.3×104m3，节约注水用电近100×104kWh。
3结论
1）吨油耗电指标能够综合反映油藏开发的能耗水平。机采井系统效率与举升系统供排协调关系密切相关，协调关系越好系统效率越高。针对油藏采取的控水稳油措施往往使系统效率、吨液耗电和吨液百米耗电等指标变差，但节能降耗效果非常明显。2）针对油藏特点实施的CO2吞吐、精细注水、调剖调驱、压裂改造等控水稳油技术措施，在改善开发效果的同时节约了大量采注输用电。3）采收率、驱油效率等开发指标对能耗的影响程度有待进一步研究探讨。
参考文献：
[1]蒋福江.大庆萨中油田油藏工程节能降耗做法及效果[J].石油石化节能，2015，5（10）：32-34.
[2]张子玉，冯鼎，冯耀忠.降低油田开发能耗的提高采收率新工艺[J].石油石化节能，2012，2（10）：4-7.
[3]马桂芝，陈仁保，王群一，等.冀东复杂断块油藏CO2吞吐典型井剖析[J].石油地质与工程，2013（9）：107-111.
[4]刘怀珠，李良川，吴均.浅层断块油藏水平井CO2吞吐增油技术[J].石油化工高等学校学报，2014（8）：52-55.
[5]刘彝，李良川，刘京，等.低浓度胍胶压裂液在高温大斜度井的应用研究[J].钻采工艺，2015（7）：89-92.
[6]田红星，黄强强，冯伟，等.不压井带压作业技术在冀东油田应用[J].中国石油和化工标准与质量，2011（11）：176.
作者:顾立明 单位:中国石油冀东油田公司开发处