陳宏魁 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江 大慶163114）

1 喇嘛甸油田水驅(qū)合理壓力系統(tǒng)研究

1）注水量、產(chǎn)液量與生產(chǎn)壓差關(guān)系研究 當(dāng)油田進(jìn)入特高含水期后，在一定壓差范圍內(nèi)，注入水在油層中的滲流規(guī)律遵循達(dá)西定律，即注水量與注水井生產(chǎn)壓差成正比［1］，當(dāng)綜合含水不變的條件下，吸水指數(shù)為常數(shù)，注水量隨壓差增大而增加 （見圖1）。產(chǎn)液量與生產(chǎn)壓差也有關(guān)系，在一定壓差范圍內(nèi)，液體在油層中的滲流同樣遵循達(dá)西定律，即產(chǎn)液量與油井生產(chǎn)壓差也成正比 （見圖2）。

圖1 水驅(qū)生產(chǎn)壓差與注水量關(guān)系圖

圖2 水驅(qū)生產(chǎn)壓差與年產(chǎn)液量關(guān)系圖

2）合理地層壓力研究 從喇嘛甸油田水驅(qū)注采平衡交匯圖（見圖3）上可以看出，若產(chǎn)液量一定，隨著流壓的上升，要求的地層壓力不斷提高，因此，地層壓力受流壓和注水壓力因素控制，筆者選取近年來最高的年均流壓4.94MPa與產(chǎn)液量的交點(diǎn)對(duì)應(yīng)壓力值做為合理地層壓力的最低值，選取近年來最高注水壓力12.66MPa線與4.94MPa流壓線交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的地層壓力值做為合理地層壓力的最高值。確定了2012年地層壓力的合理范圍為10.82～11.41MPa，即總壓差在－0.48～＋0.11MPa。

由于水驅(qū)各套層系射開層位不同，合理的地層壓力不在同一范圍，但是總壓差均在－0.60～＋0.16MPa范圍以內(nèi)，因此，將總壓差合理界限作為壓力系統(tǒng)調(diào)整的標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)［2］。同時(shí)，考慮單井壓力波動(dòng)情況，將單井調(diào)整總壓差界限定為－1.0～＋0.50MPa。

3）合理流壓研究 當(dāng)產(chǎn)液量確定后，隨著流壓的上升，對(duì)地層壓力的要求不斷提高，注入壓力也不斷提高，能耗將不斷增大［3］。注水壓力一定情況下，流壓越低，產(chǎn)液量越多，但并不是流壓越低越好，隨著流壓的下降，油層出現(xiàn)脫氣，影響采液速度和采收率［4］，油井流壓與采收率之間的關(guān)系出現(xiàn)拐點(diǎn)，與產(chǎn)液量之間的關(guān)系存在臨界點(diǎn) （見圖4和圖5），綜合考慮流壓對(duì)采收率和產(chǎn)液量的影響，可以確定出最低合理流壓為3MPa。在目前喇嘛甸油田水驅(qū)壓力系統(tǒng)，油井流壓應(yīng)不低于3MPa。

圖3 水驅(qū)壓力系統(tǒng)與產(chǎn)液量關(guān)系圖版

圖4 注水壓力一定流壓與采收率關(guān)系曲線

圖5 注水壓力一定流壓與產(chǎn)液量曲線

4）總壓差與注采比關(guān)系研究 從水驅(qū)總壓差與注采比關(guān)系曲線 （見圖6）看，總壓差隨著注采比提高而上升，兩者具有良好的相關(guān)性，成正比關(guān)系。通過控制水驅(qū)相對(duì)注采，可有效調(diào)整壓力系統(tǒng)上升或下降。

圖6 水驅(qū)注采比與總壓差關(guān)系曲線圖

2 水驅(qū)壓力系統(tǒng)現(xiàn)狀及調(diào)整潛力研究

1）水驅(qū)地層壓力狀況 從2011年水驅(qū)壓力統(tǒng)計(jì)結(jié)果 （見表1）看，合理井96口，僅占測(cè)壓井比例的38.55%，高壓井83口，占測(cè)壓井比例的33.33%，低壓井70口，占測(cè)壓井比例的28.11%。宏觀上，壓力系統(tǒng)處于合理范圍，平面上，壓力分布不均衡。

表1 喇嘛甸油田水驅(qū)2011年地層壓力現(xiàn)狀表

2）高低壓井原因分析 ①高壓井原因分析。一是由于采油井綜合含水高，為優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，控制高含水井產(chǎn)液，實(shí)施參數(shù)優(yōu)化措施，造成井組階段產(chǎn)出小于注入，地層壓力上升，超過合理壓力范圍，形成高壓井；二是地層能量供給充足，由于油井近井地帶污染或滲透性差 （連通差或油層發(fā)育差），液流不能及時(shí)流到采油井井底，產(chǎn)出量少于供給量，形成高壓井；三是井組內(nèi)采油井發(fā)育較差，注水井發(fā)育較好，注采失衡，形成高壓井。該類井動(dòng)態(tài)反映流壓高、靜壓高、井組綜合含水較高、日產(chǎn)液較高。②低壓井原因分析。一是由于井點(diǎn)注采關(guān)系不完善，注水井點(diǎn)少，能量不足，形成低壓井。該類井多處于三四條帶、斷層邊部，動(dòng)態(tài)反映為靜壓低、日產(chǎn)液較低；二是本井射開油層發(fā)育差，井組其他采油井發(fā)育好，由于平面干擾，地層壓力低于合理壓力范圍，形成低壓井；三是由于采油井日產(chǎn)油量高，為優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)提高單井日產(chǎn)液，實(shí)施參數(shù)優(yōu)化，階段產(chǎn)出大于注入，地層壓力下降，低于合理壓力范圍，形成低壓井。該類井動(dòng)態(tài)反映為靜壓低、日產(chǎn)量高。

3）水驅(qū)流壓狀況及調(diào)整潛力 目前，水驅(qū)平均流壓為4.71MPa，保持在合理范圍之內(nèi)。其中，處于合理流壓范圍的井共1201口，占總井?dāng)?shù)的63.99%，流壓不合理井676口，占總井?dāng)?shù)的36.01%。

3 壓力系統(tǒng)調(diào)整及效果

1）地層壓力調(diào)整 ①高壓井點(diǎn)調(diào)整。一是對(duì)總差壓在＋0.5～＋1.0MPa之間的井采取緩慢降壓，確保半年壓差、年壓差控制在0～－0.5MPa以內(nèi)。其中，對(duì)流壓高含水高產(chǎn)液量高的井實(shí)施采油井堵水，同時(shí)對(duì)長期吸水好、注水強(qiáng)度高的主要注水層段實(shí)施方案減水，配注量下調(diào)40m3以下；對(duì)流壓低含水低產(chǎn)液量的井實(shí)施采油井壓裂，同時(shí)對(duì)注水井對(duì)應(yīng)層段實(shí)施方案加水，日配注量上調(diào)20～30m3；對(duì)流壓低含水高的井實(shí)施采油井參數(shù)優(yōu)化，同時(shí)對(duì)注水井實(shí)施方案減水，日配注量下調(diào)20～30m3。二是對(duì)總差壓在1.0MPa以上的井采取分階段降壓，半年壓差控制－0.3～－0.5MPa之間，年壓差控制－0.6～－1.0MPa之間。其中，對(duì)流壓高含水高產(chǎn)液量高的井實(shí)施注水井方案減水，配注量下調(diào)60m3以上；對(duì)含水高產(chǎn)液低的井實(shí)施參數(shù)優(yōu)化，同時(shí)實(shí)施注水井方案減水，配注量下調(diào)30m3以上；對(duì)流壓低含水低產(chǎn)液量低的井實(shí)施油井壓裂，根據(jù)油井動(dòng)態(tài)變化情況及時(shí)進(jìn)行注水井跟蹤調(diào)整；對(duì)流壓低含水高的井實(shí)施注水井平面調(diào)整，對(duì)高含水層實(shí)施減水，配注量下調(diào)60m3以上，對(duì)低含水層實(shí)施加水，配注量上調(diào)30～40m3。②低壓井點(diǎn)調(diào)整。一是對(duì)總差壓在－1.5MPa～－1.0MPa之間的井采取緩慢升壓，確保半年壓差＋0.2MPa～＋0.4MPa以內(nèi)、年壓差控制在＋0.4～＋0.8MPa以內(nèi)。其中，對(duì)流壓高含水高的井實(shí)施采油井參數(shù)優(yōu)化，同時(shí)實(shí)施注水井平面調(diào)整，對(duì)高含水層實(shí)施減水，對(duì)低含水層實(shí)施加水，井組整體注水量不變；對(duì)流壓低含水低的井實(shí)施注水井方案加水，日配注量上調(diào)30～50m3；對(duì)低流壓高含水井實(shí)施采油井參數(shù)優(yōu)化。二是總差壓在－1.5MPa以下的井采取分階段升壓，半年壓差控制＋0.3～＋0.5MPa之間，年壓差控制＋0.5MPa～＋1.0MPa之間。其中，對(duì)流壓高含水高的井區(qū)實(shí)施采油井參數(shù)優(yōu)化，同時(shí)實(shí)施注水井平面調(diào)整，對(duì)高含水層實(shí)施減水，對(duì)低含水層實(shí)施加水，對(duì)加水困難的層段實(shí)施措施增注，井組整體日注水量提高30～50m3；對(duì)流壓低含水低的井實(shí)施注水井方案加水，日配注量上調(diào)50m3以上；對(duì)流壓低含水高的井實(shí)施采油井參數(shù)優(yōu)化，同時(shí)對(duì)長期注水差層實(shí)施措施增注。

2）流壓調(diào)整 一是對(duì)低流壓、低含水井組，實(shí)施注水井上調(diào)配注，配注量上調(diào)40m3以上，或?qū)ξ顚訉?shí)施措施增注；二是對(duì)流壓低、含水高井區(qū)或流壓高、含水低井區(qū)實(shí)施參數(shù)優(yōu)化；三是對(duì)流壓高、含水高井區(qū)實(shí)施注水井方案減水。

3）壓力系統(tǒng)調(diào)整效果 對(duì)比水驅(qū)182口測(cè)壓井 （見表2），合理井83口井，占測(cè)壓井比例為45.60%，與調(diào)整前相比，提高了7.05%。其中，基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密井、二次加密井總壓差均控制在合理壓力范圍。

4 結(jié) 論

（1）喇嘛甸油田水驅(qū)處于特高含水開發(fā)階段，注水及產(chǎn)液的滲流規(guī)律均符合達(dá)西定律，應(yīng)用注采交匯法，結(jié)合油田實(shí)際生產(chǎn)情況，可確定階段合理的地層壓力及流動(dòng)壓力，現(xiàn)階段水驅(qū)合理地層壓力范圍為10.82～11.41MPa，合理流壓為3.0～7.0MPa。

表2 2012年水驅(qū)壓力系統(tǒng)狀況情況表

（2）2011年喇嘛甸油田水驅(qū)壓力為11.21MPa，總壓差－0.14MPa，保持在合理壓力范圍內(nèi)。從平面壓力分布上看，高低壓井占總井?dāng)?shù)比例達(dá)到60%以上，平面壓力不均衡。

（3）通過壓力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，水驅(qū)地層壓力控制在合理范圍以內(nèi)，合理井比例提高到了45%以上，并有效控制套損發(fā)生，2012年，全廠發(fā)現(xiàn)套損井25口，百口作業(yè)井套損率僅為0.91%。

［1］王鴻勛，張琪 .采油工藝原理 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1981.

［2］宋萬超，高含水期油田開發(fā)技術(shù)和方法 ［M］.北京：地質(zhì)出版社，2002.

［3］王鳳蘭，石成方，田曉東，等 .大慶油田“十一五”期間油田開發(fā)主要技術(shù)對(duì)策研究 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26（2）：66－62.

［4］馮其紅，呂愛民，于紅軍，等 .一種用于水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)的新方法 ［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào) （自然科學(xué)版），2004，28（2）：58－60.