喇嘛甸油田特高含水期水驅壓力系統調整研究

陳宏魁 （中石油大慶油田有限責任公司第六采油廠，黑龍江 大慶163114）

1 喇嘛甸油田水驅合理壓力系統研究

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

圖1 水驅生產壓差與注水量關系圖

圖2 水驅生產壓差與年產液量關系圖

2）合理地層壓力研究 從喇嘛甸油田水驅注采平衡交匯圖（見圖3）上可以看出，若產液量一定，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與產液量的交點對應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流壓線交點對應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，因此，將總壓差合理界限作為壓力系統調整的標準參數［2］。同時，考慮單井壓力波動情況，將單井調整總壓差界限定為－1.0～＋0.50MPa。

3）合理流壓研究 當產液量確定后，隨著流壓的上升，對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系出現拐點，與產液量之間的關系存在臨界點 （見圖4和圖5），綜合考慮流壓對采收率和產液量的影響，可以確定出最低合理流壓為3MPa。在目前喇嘛甸油田水驅壓力系統，油井流壓應不低于3MPa。

圖3 水驅壓力系統與產液量關系圖版

圖4 注水壓力一定流壓與采收率關系曲線

圖5 注水壓力一定流壓與產液量曲線

4）總壓差與注采比關系研究 從水驅總壓差與注采比關系曲線 （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性，成正比關系。通過控制水驅相對注采，可有效調整壓力系統上升或下降。

圖6 水驅注采比與總壓差關系曲線圖

2 水驅壓力系統現狀及調整潛力研究

1）水驅地層壓力狀況 從2011年水驅壓力統計結果 （見表1）看，合理井96口，僅占測壓井比例的38.55%，高壓井83口，占測壓井比例的33.33%，低壓井70口，占測壓井比例的28.11%。宏觀上，壓力系統處于合理范圍，平面上，壓力分布不均衡。

表1 喇嘛甸油田水驅2011年地層壓力現狀表

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，為優化產液結構，控制高含水井產液，實施參數優化措施，造成井組階段產出小于注入，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 （連通差或油層發育差），液流不能及時流到采油井井底，產出量少于供給量，形成高壓井；三是井組內采油井發育較差，注水井發育較好，注采失衡，形成高壓井。該類井動態反映流壓高、靜壓高、井組綜合含水較高、日產液較高。②低壓井原因分析。一是由于井點注采關系不完善，注水井點少，能量不足，形成低壓井。該類井多處于三四條帶、斷層邊部，動態反映為靜壓低、日產液較低；二是本井射開油層發育差，井組其他采油井發育好，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油量高，為優化產液結構提高單井日產液，實施參數優化，階段產出大于注入，地層壓力下降，低于合理壓力范圍，形成低壓井。該類井動態反映為靜壓低、日產量高。

3）水驅流壓狀況及調整潛力 目前，水驅平均流壓為4.71MPa，保持在合理范圍之內。其中，處于合理流壓范圍的井共1201口，占總井數的63.99%，流壓不合理井676口，占總井數的36.01%。

3 壓力系統調整及效果

1）地層壓力調整 ①高壓井點調整。一是對總差壓在＋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。其中，對流壓高含水高產液量高的井實施采油井堵水，同時對長期吸水好、注水強度高的主要注水層段實施方案減水，配注量下調40m3以下；對流壓低含水低產液量的井實施采油井壓裂，同時對注水井對應層段實施方案加水，日配注量上調20～30m3；對流壓低含水高的井實施采油井參數優化，同時對注水井實施方案減水，日配注量下調20～30m3。二是對總差壓在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，對流壓高含水高產液量高的井實施注水井方案減水，配注量下調60m3以上；對含水高產液低的井實施參數優化，同時實施注水井方案減水，配注量下調30m3以上；對流壓低含水低產液量低的井實施油井壓裂，根據油井動態變化情況及時進行注水井跟蹤調整；對流壓低含水高的井實施注水井平面調整，對高含水層實施減水，配注量下調60m3以上，對低含水層實施加水，配注量上調30～40m3。②低壓井點調整。一是對總差壓在－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、年壓差控制在＋0.4～＋0.8MPa以內。其中，對流壓高含水高的井實施采油井參數優化，同時實施注水井平面調整，對高含水層實施減水，對低含水層實施加水，井組整體注水量不變；對流壓低含水低的井實施注水井方案加水，日配注量上調30～50m3；對低流壓高含水井實施采油井參數優化。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，對流壓高含水高的井區實施采油井參數優化，同時實施注水井平面調整，對高含水層實施減水，對低含水層實施加水，對加水困難的層段實施措施增注，井組整體日注水量提高30～50m3；對流壓低含水低的井實施注水井方案加水，日配注量上調50m3以上；對流壓低含水高的井實施采油井參數優化，同時對長期注水差層實施措施增注。

2）流壓調整 一是對低流壓、低含水井組，實施注水井上調配注，配注量上調40m3以上，或對吸水差層實施措施增注；二是對流壓低、含水高井區或流壓高、含水低井區實施參數優化；三是對流壓高、含水高井區實施注水井方案減水。

3）壓力系統調整效果 對比水驅182口測壓井 （見表2），合理井83口井，占測壓井比例為45.60%，與調整前相比，提高了7.05%。其中，基礎井網、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 論

（1）喇嘛甸油田水驅處于特高含水開發階段，注水及產液的滲流規律均符合達西定律，應用注采交匯法，結合油田實際生產情況，可確定階段合理的地層壓力及流動壓力，現階段水驅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年水驅壓力系統狀況情況表

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

（3）通過壓力系統優化調整，水驅地層壓力控制在合理范圍以內，合理井比例提高到了45%以上，并有效控制套損發生，2012年，全廠發現套損井25口，百口作業井套損率僅為0.91%。

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

［2］宋萬超，高含水期油田開發技術和方法 ［M］.北京：地質出版社，2002.

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

［4］馮其紅，呂愛民，于紅軍，等 .一種用于水驅開發效果評價的新方法 ［J］.石油大學學報 （自然科學版），2004，28（2）：58－60.