孤島油田高壓區域壓力分布及降壓調整對策

陶麗芳 周剛

摘 要：油水井作業高壓問題一直是作業、采油共同面對的難題，本文結合本站實際情況，對不同單元地層高壓形成的原因進行了詳細分析和研究，在此基礎上從油藏、地面兩方面出發，提出了合理可行的降低地層壓力的方法，具有一定的借鑒意義。

關鍵詞：高壓；儲層差異性；油藏；地面

油水井作業過程中經常會出現由于地層壓力高無法順利進行作業施工的情況，遇到此類情況，必須采取有效的措施進行降壓，減少地層外溢。為了能順利作業，平時工作中我們主要通過三種方式來達到目的，一是壓井作業；二是計關鄰近水井或降低鄰近水井注入量；三是先放噴后作業。這樣會造成諸多不利的后果，如：增加成本、延長作業占井周期、造成地層污染（造成損失產能）、井組產量下降、影響下步措施的實施等。所以解決高壓油水井作業上修問題意義重大、刻不容緩。

1 高壓區域形成的原因

要解決油水井作業高壓問題，首先要找出造成地層高壓的原因，再“對癥下藥”，解決問題。結合本站實際情況，總結出造成地層高壓的原因如下：

1.1儲層差異性及油水井動態變化雙重作用導致地層高壓

二區是我隊的一個高壓區塊，在作業過程中外溢情況普遍，有些油井拔出繞絲后轉自噴（如：GO2-18-60），有些井在射開層位后放噴（如：GO19-261），還有些井是在油管漏失后自噴（如：GO2-19-59、GO2-23-67）。截止目前有5口自噴井；有8口最后一次作業用鹵水壓井，有15口井近三次作業都用鹵水壓井。

二區以河道微相沉積為主，巖性主要為細、粉砂巖，平均有效厚度4.1米，平均孔隙度33.5%，空氣滲透率1300×10-3μm2 。二區館上段有四個砂層組，23個小層，各層層內、層間分布狀態與厚度相差較大。

在這23個小層中，主力層7個，其中厚油層主要集中在53、54、55、62小層。這些主力油層整體呈現層狀油藏特點，但局部差異性大。如二區館五，54層儲層厚度、滲透率都要好于53、55層，在54層內靠近斷層邊部、砂體邊部有效厚度、滲透率相對較小。

儲層層間和局部有效厚度、滲透性差異是地層高壓形成的重要因素，但是在后期開發過程中油水井對地層的改造及注采不均衡也是高壓成因的要素。

二區從2004年12月至2010年12月期間實施聚合物采油，從2010年12月16日開始該區塊注聚水井相繼改為注水。水井的注入情況、油井的采出情況及水線都發生了改變，地層也出現了不同程度的堵塞，出現了高壓層、高壓區域。

如GO2-19-261，該井是二區的一口水井，光油管注水，注水層位NGS53。該井雖然投產后未曾注聚，但它位于GO2-19-61、GO2-19-260之間的水線上，而GO2-19-61、GO2-19-260曾是注聚水井，所以GO2-19-261在新投射孔時放噴，且出聚合物；在轉注作業時放噴，用相對密度1.26的鹵水壓井；由于前期的注聚堵塞，導致目前水井注入壓力高，必須用增壓泵增壓才能正常注入，完成日配90m3。

GO2-19-264，目前液量90噸/天，動液面620米，雖然有100米的沉沒度，但功圖顯示是供液不足，桿斷后撈桿不成功，主要是因為地層壓力高，無法壓井。在檢泵作業中，采用相對密度為1.22的鹵水壓井，對應水井GO2-18-163計關，而且從最后一次作業來看地層靜壓16.727Mpa。從平面上看該井對應一口水井，對應關系良好；從地層靜壓來看，該井地層能量充足，但是該井生產時卻供液不足，通過分析我們認為該井供液不足的原因主要是由注聚后期地層有不同程度的堵塞造成的。

二區地層高壓是儲層先天不均質性與后天動態變化的結果。

1.2儲層發育良好，油水井之間連通性好，長期高采出、高注入，導致整個層系高壓

我隊六區西北主力層屬于河道微相沉積，儲層厚度大（平均砂厚12.0米，有效厚度9.0米），滲透率高（平均滲透率1550），油水井之間連通性很好。開發早期以來六區西北油井的采液強度和水井注水強度就比較高，目前單井日液72.6噸，水井單井日注145方，目前注采比為1.07，截止2015.9份累積注采比為1.12，目前該區塊平均地層壓力14.62Mpa。該區塊目前有4口自噴井。

六區西北地層壓力高，能量充足是儲層原始特性與后期油水井長期動態變化的結果。

如我隊的GO6-29-554，該井目前單采55層放噴，砂層厚度9.3米，有效厚度7.6米，平均空氣滲透率為3592*10-3um2，該井目前日液80噸，日油0.5噸，綜合含水為88.3%，液面井口。

該井在15.1月作業過程中壓不住井，采用相對密度1.22的鹵水壓井，未壓住，剛關井測得套壓1.0MPa，關井10分鐘后壓力升至2.5MPa，關井四小時壓力升至6.5MPa，截止到目前為止該井仍自噴，作業無法搬上；深入分析得出導致該井高壓的主要原因是鄰近油井的動態變化改變了原來的流線，加劇了該井周圍地層能量的堆積。

GO6-29-2555生產NGS55層，2014年12月以前正常生產時液量136.8噸/天，從2014年12月至15.5月該井由于出砂逐漸停噴，原來GO6-29-2555方向的水線也向29-2554方向改變。

GO6-29-554鄰近油井GO6-29-2555的采液強度的降低改變了原來形成的流線方向，水線向GO6-29-554推進，而GO6-29-554的采液強度并沒有很大幅度的提高，所以加劇了該井及周圍地層壓力的上升。

2 油藏與地面結合，解決地層高壓問題

高壓區域、高壓層系的形成不是一朝一夕的，而是一個長期累積的過程，要想從根本上解決這一問題同樣是一個漫長的過程，但是面對現已形成的高壓層，在作業過程中如何盡快的放掉壓力，使作業施工能夠順利進行，這就需要我們結合油藏、地面，雙管齊下解決問題。

2.1分區塊因井制宜，解決地層高壓問題

二區就目前的現狀來看，由于儲層厚度較小，連通性差，壓力釋放過程緩慢，一般需要較長時間。對于這種高壓井我們根據壓力情況，在井口安裝不同排量的陳氏螺桿泵，加大生產壓差，提高油井采液量，加快壓力的釋放。

六區西北由于儲層厚度大，滲透率高，壓力釋放一般較快，對于這類高壓井，我們在作業前2-3天開始放壓工作。如GO6-29-2555，該井正常生產時日產液量在 140噸左右，躺井后也有一定的自噴能力，所以該井每次在上作業之前2-3天我們就相應降低對應水井的注入強度，作業過程外溢情況得到了明顯改善。

2.2從長遠出發，立足油藏，精細管理，從根本上解決地層高壓問題

要想徹底的、從根本上解決地層高壓問題，我們必須從油藏出發，合理控制地層壓力場。在摸清地下砂體之間的聯動性、油水井之間的連通性的情況下，精細日常地質工作，做好油水井日常動態跟蹤，及時發現不正常的油水井，并及時采取措施，使注采比始終處于合理的范圍，避免地層由于存水過多，導致壓力上升，形成高壓層系和高壓井區。

參考文獻：

[1]竇之林.孤東油田開發研究，2003：54-96