海上油田注水壓力設計標準化研究

楊陽，于繼飛，管虹翔，范白濤，曹硯鋒，陳歡

1.中海油研究總院有限責任公司（北京 100028）

2.中國海洋石油集團有限公司開發生產部（北京 100010）

1 注水壓力標準化的產生背景

1.1 注不夠水的問題

注水開發是油田開發的重要手段，它可以有效地增加地層能量、維持地層壓力，有力地提高采收率和采油速度，對于進入中高含水期的老油田更是如此，如何注入足夠的水，如何安全注水是制約老油田穩定產量與增加產量的主要因素[1]。

對于海上油田注水井，注水壓力并不是一個穩定的值，而是一個動態調整的值。在注水初期，注水井地層吸水能力較強，近井地帶地層壓力較低，注水井井口注水壓力一般較低。但隨著注水時間和注水量的增加，篩管逐漸堵塞，近井地帶被污染導致地層滲透率降低，近井地帶吸水能力下降，進而井口注水壓力逐漸增高。注水壓力的確定直接影響油藏地層能量，進而影響油田的開發效果和采收率。

在注水壓力設計標準產生之前，業內通常采用油藏工程方法預測注水壓力[2]，即根據注水壓差預測注水壓力：

式中：Pwh為井口注水壓力，MPa；△P為注水壓差，MPa；Pt為井口到注水層的油管摩阻，MPa；Ps為地層開始吸水時的井底壓力（啟動壓力），MPa；Pc為注水時配水嘴所造成的壓力損失，MPa；Pw為井口到注水層的靜液柱壓力，MPa。

但根據油藏工程方法確定的注水壓力只適合油田初期，此時地層幾乎沒有污染，注水壓差比較確定，但隨著油田的開發，近井地帶受注入水及微粒運移等影響，表皮系數帶來的附加壓力會越來越大，所需要注水壓差也會隨著變大。如果在開發中后期繼續按照油藏工程方法預測的注水壓力進行注水，就會帶來注不夠水的問題，嚴重影響油田的開發效果。

1.2 安全注水的問題

以往常規方法確定的注水壓力一般是針對一個區塊統一計算一個注水壓力，并沒有要求根據單井實際情況進行計算，但一個區塊中不同層位的注水壓力是不同的，如果計算出的注水壓力高于某一層位實際允許的最大注水壓力，那么以計算的注水壓力進行注水便會壓裂地層，造成溢油事故。

因此，需根據單井實際情況，分層計算注水過程中最高的注入壓力，控制其上限不壓裂地層，同時應做好注水過程安全監測，確保注水安全，防止溢油事故的發生。

2 注水壓力標準化計算方法

鑒于以上問題，在常規的油藏工程方法預測注水壓力的基礎上，綜合考慮地層破裂壓力、井筒摩阻（油管摩阻及消耗在防砂段上的壓力損失）、靜液柱壓力等因素確定注水井最大井口允許注入壓力[3]，建立了標準Q/HS 2078—2019《注水井井口壓力計算方法》。

式中：a為安全系數，取0.8～0.9；Pf為注水層最小的破裂壓力，MPa；Pλ為井口到注水層的井筒摩阻，MPa。

a×Pf為最大允許井底注入壓力，是油藏注入位置處地層可以承受的最高注入壓力，最大井底注入壓力不能超過破裂壓力的80%～90%[4]，一般選取85%計算。最大允許井底注入壓力計算依據是預測的地層破裂壓力數據，建議每個區塊挑選典型井進行小型壓裂測試確定最終的實際破裂壓力，并根據測試的結果修正最大允許井底注入壓力。

公式（2）計算方法有兩個關鍵點：地層破裂壓力的確定及井筒內的摩阻確定。

2.1 地層破裂壓力的確定

地層破裂壓力計算時，應統計本油田內鄰井或周邊油田相同層位的破裂壓力數據，用于地層破裂壓力校正。對于進行過破裂壓力測試的井，應優先選用小型壓裂測試確定的破裂壓力，其次選用鉆井破裂壓力測試確定的破裂壓力。對于應用經驗公式預測破裂壓力的井，注水段內每一單層的地層破裂壓力，應選取該層破裂壓力剖面的最小值。注水井投產后，地層破裂壓力可根據實際的破裂壓力測試結果進行調整。

2.2 井筒摩阻的確定

井筒摩阻包括油管摩阻及消耗在防砂段上的壓力損失[5]。

油管摩阻應根據油管長度、直徑、粗糙度與注入量計算，計算公式為：

式中：Pt為油管摩阻，MPa；λ為水力摩阻系數，為雷諾數的函數；L為油管長度，m；D為油管內徑，m；v為流速，m/s。其中，流速可根據注入量計算，計算公式為：

式中：q為注水量，m3/d。

圖1 是典型的防砂方式堵塞實驗，從曲線可以看出，隨著實驗進行，防砂管逐漸堵塞，壓降上升，流量下降，不同條件下不同的防砂方式堵塞過程并不一致，但可以分為3個階段。

圖1 防砂段堵塞后流量和壓降變化規律

1）初始階段。防砂管還未發生堵塞時壓降基本為零，流量可反映該種防砂管在一定驅動壓差下的最大過流能力。

2）逐步堵塞過程。固體顆粒被流體攜帶在防砂管外表面開始堆積，并進一步阻止顆粒通過防砂管。在該過程中，壓降曲線逐漸上升，流量曲線逐漸下降，該過程的時間長短跟防砂管的抗堵性能、流體攜帶的固相顆粒濃度、粒徑分布等因素密切相關。

3）堵塞階段。當防砂管外表面堵塞到一定程度，壓降與流量逐漸趨于穩定，此時的流量反映了防砂管堵塞后的過流能力。

從上述實驗可以看出，防砂方式的選取對注水井的注入壓力有較大的影響，當防砂段發生堵塞時，在防砂段上會有一定的壓力損耗，導致注水井井口壓力升高。

在實際生產過程中，防砂段上的壓力損耗與地層污染造成的壓力損耗較難區分，導致注入壓力較難計算。因此，注水井防砂段污染的解除對于注水井注入能力保障及注入安全都是至關重要的。

在生產過程中準確判斷并計算防砂段的污染及其引起的壓降，在最高允許井口注入壓力的計算上可以對其進行修正，如不能準確判斷，則需要采取洗井、酸化等措施對防砂段的污染進行解除。

3 注水壓力標準化的應用

Q/HS 2078—2019 標準《注水井井口壓力計算方法》規定了注水井井口壓力的計算和選取方法，在前期設計階段推薦采用此標準設計方法確定注水井最大井口注水壓力，指導工程專業對注水設備進行選型，目前此方法已經用于各油田開發前期最大注水壓力設計中。由于現階段無指導稠油熱采蒸汽吞吐井最大注汽壓力計算的標準，本標準計算方法也可用于指導蒸汽吞吐井最大注汽壓力的計算，計算結果可供設計參考。

海上A 油田有3 口注水井進行了提壓增注，提壓后的注水壓力在運用Q/HS 2078—2019《注水井井口壓力計算方法》計算的井口最大注水壓力之下，確保在安全注水條件下增加注水壓力和注水量，提高采油井產液量和產油量。A 油田注水井平均注水壓力提高1.4 MPa，各井注水壓力及注水量詳見表1。

A 油田提壓增注后，22 口采油井的日產液量和日產油量增加，22口井的總日產液量及總日產油量變化曲線分別如圖2和圖3所示。

Q/HS 2078—2019 標準自2014 年實施以來，已經應用于50 多個油氣田的各個階段，據不完全統計，年累増油達3×105t左右，開發效益非常明顯。

表1 A油田注水井注入壓力及注水量

圖2 A油田采油井日產液量變化曲線

圖3 A油田采油井日產油量變化曲線

4 注水壓力標準化的管理

為了更好地促進注水壓力的細化管理，形成了注水壓力管理細則，前期研究階段所確定的注水壓力，主要應用于對注水泵和注水管線配置提供設計要求，不宜作為后期注水壓力的限制條件。

油田投產實施后，在實驗和分析計算基礎上，應結合破裂壓力礦場測試方法，對破裂壓力計算結果進行校驗。該破裂壓力礦場測試，可以結合壓裂充填防砂工作完成。在上述工作基礎上，對前期研究階段的注水壓力進行校核，修訂油田注水方案。

考慮注水水質和表皮系數帶來的近井地帶滲流阻力影響，重新評價地層破裂時的井底壓力和井口壓力，以正常注水時不超過地層破裂壓力為原則，按油田建立注水壓力、表皮系數、注水量關系圖版。根據吸水指數變化或測試資料，定期分析表皮所帶來的滲流阻力，優化和控制井口注水壓力。由于注水井井身結構、完井方式以及所在區域不同，應區別對待，避免一刀切。

通過評價有提壓空間的油田，結合油藏斷層分析結果、注采對應性、固井質量、井筒完整性等因素，做好提壓試驗方案并開展風險評估，確保注水安全后方可作為油田注水調整方案。

5 結論

1）在以往常規預測注水壓力方法基礎上，考慮表皮系數帶來的附加壓力及不壓裂地層注水等因素，建立了注水壓力的設計標準Q/HS 2078—2019《注水井井口壓力計算方法》，確保注夠水，安全注水，提高油田的開發效果。

2）Q/HS 2078—2019 標準規定了注水井井口壓力的計算和選取方法，可用于前期研究階段對注水及注蒸汽設備提供設計要求，為了更好地促進注水壓力的細化管理，形成了注水壓力管理細則。

3）2014年實施以來，已經應用于50多個油氣田的各個階段，據不完全統計，年累増油達3×105t 左右，提高開發效益非常明顯。