摘要：中低渗油藏，埋深3000m左右，储层物性相对较差，孔隙度10-20%，渗透率10-100mdc，这类油藏获得高产的关键是做好油层保护工作最近的几年中，我们逐渐的对注采井网进行完善，综合调整老区，提高注水地层压力水平，逐渐的形成了海上机采工艺技术。
关键词：海上油田；机采工艺；发展分析
采油厂共发现七套含油层系，探明含油面积171.09Km2，探明地质储量3.9883×108t，其中埕岛油田储量占95.2％，主力油层为馆陶组。近年来，通过老区综合调整、逐步完善注采井网、强化注水提高地层压力水平，新区坚持滚动开发思路，采油厂年产油量呈现上升趋势。
1 取得的成绩
近年来，根据油田馆陶组提液、低渗油藏深抽、稠油冷采、馆陶组多油层分层开采、水平井提液的要求，经过多年开发实践，逐步形成相应配套机采技术。
（1）馆陶组提液配套机采技术。油层保护技术：过去油田完井工艺与EDC差距较大，近年来在新老区产能建设中学习EDC的做法，努力缩小差距。井筒精细清洗：对于大斜度井如果洗井排量、液量不够，则井筒、油管中的泥浆、铁锈、油脂等杂质易进入地层造成污染，要求洗井液用量不少于200方,洗井返出液检测浊度值小于20NTU为合格。管柱精细清洗：防砂施工前对充填管柱进行酸洗，减少铁锈、油脂进入地层；尽可能采用新油管施工，避免采用旧油管；必须采用旧油管，上井前要清洗油脂、铁锈、泥土。
（2）优化射孔工艺。选用大枪大弹大负压工艺：采用127枪127GH弹、140枪140GH弹，40孔/米，地层负压4-5MPa，射孔后油气返出明显。进行射孔泵抽测试联作：检查钻井完井期间油层保护水平，测试排液有利于井筒附近泥质及粉细砂排出。
（3）高速水充填防砂。该工艺与国外高速水充填防砂工艺相同，先座封防砂封隔器，再丢手，然后充填防砂；可验证管外砾石充填高度，可进行二次补砂作业，施工安全，砂卡防砂管柱几率小；该工艺可提高炮眼及环空砾石充填密实程度，适用于大排量提液等。
（4）大泵变频提液。大排量电泵新井配套变频控制柜，根据地层供液情况和生产情况调节电泵频率。
（5）控压差开井及生产。新井采用小油嘴配合变频试抽投产，然后逐渐建立生产压差，避免新井一投产生产压差较大引起突发性的大量出砂，严重的砂埋油层，机采井躺井。
2 低渗透油藏配套机采工艺
油田为中低渗油藏，埋深3000m左右，储层物性相对较差，孔隙度10-20%，渗透率10-100mdc，这类油藏获得高产的关键是做好油层保护工作。优化油层保护技术，入井液基液采用馆下段水源井产出水，油层温度约为132℃，选用耐高温防水伤害剂，采用高粘度稠塞洗井，将泥浆等杂质彻底洗出井筒；选用大枪大弹大负压射孔工艺，射孔采用140枪140深穿透弹负压射孔，16孔/米，孔径17mm，穿深1300mm，负压20-25MPa；优化举升工艺，采用耐高温深井防垢电泵，选用45-60m3/d小泵深抽。
3 海上稠油冷采技术工艺
防砂方式采用绕丝管砾石充填和悬挂滤砂管，举升工艺同时采用了电泵和潜油螺杆泵，馆陶组不动管柱分层采油工艺。
分层防砂分层采油分层测试分层注水，油层一次全部射开，分层防砂，分层采油，下入分层测试及采油一体化管柱，后期根据测试结果不动管柱换层开采，实现油井智能完井及管理，完井五项配套技术分为射孔、防砂、分采、分测和举升。
射孔：A井是9-5/8in套管，下层采用178枪弹油管传输负压射孔，上层采用正压射孔；防砂是采用分层高速水充填防砂；分采是在5-1/2in防砂管柱内管中下入液控胀封分层封隔器，下入液控式滑套开关；分测是每个分采层下一个光纤光栅传感器，可测量分层温度及压力；举升是下Y接头双管电泵管柱，测试管柱插至5-1/2in防砂管柱内管，该项技术实现了海上注采工艺的革命性改进。
4 水平井提液配套技术
水平井技术作为提高储量动用率、采收率和开发效益的革命性措施，在海上加密调整中占据重要地位。在海上水平井的实施过程中，配套推广了大排量电泵采液技术、Y接头双管生产管柱、变频条件下电泵机组配置优化、变频控压差开发生产技术,确保了海上水平井高效开发。
（1）大排量电泵采液技术。改善海上平台配电条件，水平井下200-250方大泵，配套变频控制柜，实现有效提液；采用带导流罩的电泵机组，以加快电机外部井液流速，提高水平井电机散热作用。（2）推广Y接头双管生产管柱。该管柱从井口到防砂管柱内管形成了一条工作通道，在不动原井管柱不压井情况下实现连续油管的起下操作，用于水平井生产动态监测、找水、酸化。（3）变频条件下电泵机组配置优化。开展变频条件下电泵机组参数的优化研究，满足不同开发阶段不同频率下油井长期稳定生产。（4）变频控压差开发生产技术。一般水平井用35Hz频率小油嘴启泵，控制生产压差在1MPa左右，然后频率3Hz一个台阶逐步提高产能，油井出砂量控制在0.02%以内。
5 目前面临的问题
（1）馆陶组电泵结垢严重，影响油井产能及检泵周期。油田以海水为主要注水水源，海水矿化度高达3.37×104mg/l，是地层水的6倍，海水中而Ca2+离子含量是地层水的4倍，油井见注入水后，易生成碳酸盐水垢堵塞地层，在泵吸入口、导叶轮处产生碳酸盐垢。（2）老平台配电限制提液。目前应用1050V的油井有12口，今后海上定向井将提液到210方，水平井提液到420方，需要更大的电机功率及更高的电压等级，目前的平台配电制约了大泵提液开发。（3）电泵井测试资料不足影响电泵优化设计。海上由于安全环保需要，油井环空下有环空封隔器，生产过程中资料录取依靠有限的毛细管测压装置；馆陶组油井采用多油层合采，油藏平面和纵向上差异较大，借鉴邻井压力存在较大的误差；由于不能取得单井准确的测压资料，电泵机组优化配置工作开展困难。（4）SH201稠油开采面临举升难题。全部采用水平井及分支水平井开发，地质配产60t/d，稠油区块平均单井产能仅28t/d，采取哪种举升工艺是个难题。（5）分层采油工艺推广受限于7in井眼。目前分层采油工艺只适用于9-5/8in套管井，胜利海上油井主要是7in套管，分层采油工艺推广受限。
6 机采工艺发展方向
（1）主体馆陶组提液开发。（2）主体西北部SH201附近稠油区块开发，包括SH201、SH2、CB243西、CB246，地面原油粘度700-4847mPa.s。（3）低渗透油藏开发。沙河街组，东斜坡地区的，油藏埋深2800-3600m，平均孔隙度为20％，平均渗透率100-200×10-3μm2。（4）古潜山油气藏开发，包括CB30区块、CB306-桩海10区块古潜山油藏。
参考文献：
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[2]李勇辉.海上油田机采井一体化管理探索与实践[J].山东工业技术,2019(04):96.