鄒德昊，柴世超，阮新芳，楊友國，李 想

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300457）

墾利K油田已投注水井16口，其中有7口注水井在投注后六個月內(nèi)出現(xiàn)了注入壓力快速上升至總體開發(fā)方案中井口最大注入壓力的現(xiàn)象，且5口注水井欠注嚴重，開發(fā)效果受到較大影響。隨后進行了一系列常規(guī)氧活化測試（注入壓力在15.00 MPa的條件下），測試結(jié)果表明，共54個小層未達到配注要求，占總儲量的10%左右。造成注水井小層未達到配注要求的主要原因是儲層物性較差，未達到油藏配注的小層主要集中在儲層厚度小于1.00 m、滲透率小于 50.00 ×10-3μm2的非主力儲層，這些儲層占注水井總厚度的20%左右。如何讓這類小層開始吸水，提高水驅(qū)動用儲量，有效提高油田的采收率，值得深入研究。

1 破裂壓力

渤海油田共有油氣田42個，其中注水開發(fā)油田占85%，根據(jù)《海上采油工程手冊》對注水壓力的要求，注水井井底注水壓力取注水井段地層破裂壓力的80%～90%作為最大允許井底注入壓力[1-3]：

式中，!"為井口注入壓力，MPa；#為安全系數(shù)；$為破裂壓力，MPa；%&為油管摩阻壓力，MPa；'&配水嘴壓力損失，MPa；")為液柱壓力，MPa。

注水井井底壓力超過儲層破裂壓力時，可能引發(fā)注水水竄、套管損壞、注水突破斷層、降低油藏波及系數(shù)等隱患。根據(jù)《海上采油工程手冊》中相關(guān)注水井管理要求，井口注入壓力需嚴格按照各油田總體開發(fā)方案中的最大注入壓力執(zhí)行。

墾利K油田總體開發(fā)方案中，破裂壓力采用兩種經(jīng)驗公式計算，為安全考慮，定向井深度取最上層砂體深度，破裂壓力選取經(jīng)驗公式計算結(jié)果的85%，沙河街油組破裂壓力為57.00 MPa，利用以上公式，計算得到井口最大注入壓力15.60 ～17.70 MPa。由于該油田注水井欠注問題的日漸凸顯，按照現(xiàn)有井口最大注入壓力，無法滿足油藏配注需求，嚴重影響了油田的開發(fā)效果，從而引出了海上油田提壓增注技術(shù)的探索和設(shè)想。

為證實墾利K油田總體開發(fā)方案中設(shè)計的井口最大注入壓力過于保守，提壓增注技術(shù)在海上油田的應(yīng)用過程中，符合總體開發(fā)方案中對地層破裂壓力和井口最大注入壓力的要求。本文首先從現(xiàn)場試驗角度出發(fā)，選取墾利K油田的注水井作為先導(dǎo)試驗井，證實提壓增注技術(shù)的可行性和可靠性[4-6]。

2 提壓增注礦場試驗

2.1 提壓試驗

以墾利K油田兩口注水井A1、A5井為例，注水層位均為沙河街組，A1井注水總厚度17.00 m，平均滲透率 34.60×10-3μm2，配注量 300.00 m3/d，井口注入壓力15.00 MPa下日注入量49.00 m3；A5井注水總厚度27.4 m，平均滲透率76.9×10-3μm2，配注量250 m3/d，井口注入壓力15.00 MPa下日注入量150.00 m3。使用泥漿泵作為井口提壓設(shè)備，分別在井口注用泥漿水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進行了氧活化測試，吸水指數(shù)曲線[7-8]見圖1、圖2。

圖1 A1井吸水指數(shù)曲線

圖2 A5井吸水指數(shù)曲線

根據(jù)吸水指數(shù)曲線數(shù)據(jù)計算表明，在井口注入壓力達到25.00 MPa（即井底壓力49.00 MPa）時，A1井吸水指數(shù)由試驗前的27.62 m3/（MPa·d），提高到71.94 m3/（MPa·d）；A5井吸水指數(shù)由試驗前的56.50 m3/（MPa·d），提高到133.33 m3/（MPa·d）。試驗說明了隨著井口注入壓力的升高，兩口注水井的吸水能力都在不斷提高，但是吸水指數(shù)曲線未出現(xiàn)明顯拐點，證明注水層位沒有被壓開。當(dāng)井底壓力49.00 MPa時，能夠滿足兩口注水井的配注需求，并且井底流壓不會超過儲層破裂壓力。

為進一步證實提壓增注技術(shù)安全可靠，對A5井進行了單層提壓試驗。A5井第四小層注水總厚度6.50 m，平均滲透率 24.47×10-3μm2，日配注量150.00 m3，井口注入壓力15.00 MPa下小層不吸水。當(dāng)井口壓力提高至 30.50 MPa時，從吸水指數(shù)曲線（圖3）可以看到，曲線沒有出現(xiàn)明顯拐點，證明井底流壓仍沒有超過儲層破裂壓力，單層日注入量達到 120.00 m3。

提壓試驗證明，在100.00～1 200.00 m3/d平均配注量下對應(yīng)的井口壓力限壓在13.00～23.80 MPa。墾利 K油田總體開發(fā)方案中注水井井口限壓 15.00 MPa，完全存在6.20～10.00 MPa的提壓空間，提壓注水具有可行性。

圖3 A5井第四層吸水指數(shù)曲線

2.2 溢流風(fēng)險分析

選取墾利K油田B3井組進行了壓降漏斗試驗，該井組一注三采（B3/B4/B5），注水層位為沙河街組沙三段油組，儲層平均孔隙度21.20%，平均滲透率 414.50×10-3μm2。

對B3井組進行了干擾試井測試：B3井停注一周時間，B4井井底流壓下降1.30 MPa；恢復(fù)注水后，注入壓力由14.00 MPa提升至16.00 MPa，B4井井底流壓上升了1.43 MPa，試驗證實該井組儲層連通性較好，如圖4所示。

圖4 B4井干擾試井流壓變化

根據(jù)墾利K油田沙河街組的實際地層物性，建立油藏數(shù)值模擬機理模型，設(shè)計井深為2 500.00 m，1注1采，注采井距為300.00 m，模擬注水井井口注入壓力分別為15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種情況下，注水井井底壓力的壓降漏斗。數(shù)值模擬結(jié)果表明，在井口注入壓力 25.00 MPa，地層靜壓20.00 MPa（井底流壓45.00 MPa）時，平面上距離井底16.00 m的位置，流壓下降至25.00 MPa（原始地層壓力），壓力下降了44%。也就是說墾利K油田與海底斷層距離（110.00 m）最短的注水井，從井底至斷層壓力將衰減至20.40 MPa，遠低于原始地層壓力的25.00 MPa，無溢流風(fēng)險，提壓增注技術(shù)安全可靠。

3 提壓增注效果評價

A1井是墾利K油田2井區(qū)的一口注水井，分別在注水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進行了氧活化測試，不同工作制度下吸水狀況對比見表1。

通過提壓增注可以看到，儲層物性的好壞是影響小層吸水能力的主要因素。隨著井口注入壓力的不斷提高，吸水小層的啟動層數(shù)不斷增多，吸水量不斷增加。井口注入壓力達到20.00 MPa時，A1井滿足全井段配注總量需求，E2s3MI油組仍有不吸水小層；在井口注入壓力達到25.00 MPa時，A1井滿足全井段配注總量需求，11個小層全部吸水。證明提壓增注技術(shù)可以有效解決注水井欠注問題，效果好。

表1 A1井三種工作制度下吸水狀況對比

根據(jù)墾利K油田平臺現(xiàn)有注水泵、注水管線及海管最大承壓能力，將2井區(qū)注水井井口的注入壓力最大提升至18.30 MPa，3口欠注水井共計增加注入量601.00 m3/d，增注效果明顯，井區(qū)地層壓力穩(wěn)中有升（圖5），增加水驅(qū)動用原油地質(zhì)儲量69.30×104m3。

圖5 墾利K油田沙河街油組2井區(qū)地層壓力

對比注水井注入壓力為 15.00 MPa的方案，提高注入壓力后全油田預(yù)計增加水驅(qū)動用原油地質(zhì)儲量180.70×104m3，累增油25.40×104m3，提高采收率0.90%。

4 結(jié)論

（1）首次在渤海油田進行“提壓增注”試驗，并在試驗井區(qū)取得了較好應(yīng)用效果，具有較高的推廣價值。通過提壓試驗、壓降漏斗研究，驗證了提壓增注技術(shù)在海上油田應(yīng)用的可行性。

（2）各油田具體情況不同，影響破裂壓力的因素眾多，在實施提壓注水時應(yīng)進一步詳細分析各井的情況，以確定合理井口限壓。

（3）提壓注水實施過程中必須加強對注水井和生產(chǎn)井地層壓力的監(jiān)測，根據(jù)壓力監(jiān)測情況調(diào)整注水量及產(chǎn)液量，保證注采平衡，避免出現(xiàn)局部異常高壓，避免出現(xiàn)溢油風(fēng)險。