低渗透油田注水系统问题探讨

陈 涛，陈 亮，王 英

(1.中国石油化工股份有限公司华北分公司，宁夏盐池 751500;2.西南石油大学研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大学能源学院，四川成都 610059)

低渗透油田注水系统问题探讨

陈 涛1，陈 亮2，王 英3

(1.中国石油化工股份有限公司华北分公司，宁夏盐池 751500;2.西南石油大学研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大学能源学院，四川成都 610059)

目前注水系统现状存在的问题主要是注水井堵塞、泵井压差大、各个小层吸水不均匀、低效泵注水和注水泵效低等。注水系统存在的问题包括油井分布零散、注水井布局不合理、同一区域由于地质条件不同而注水差异大，注水井压力差异大、注水系统设备老化和自动化程度低等。该文以低渗透油田注水系统为背景，从注水参数、注采井网适应性、调剖决策施工工艺技术、分压注水工艺和限压注水工艺方面对优化注水工艺技术及效果进行了系统的分析，并提出几点认识。

低渗透油田 注水系统 泵效 注水工艺

中国石化集团华北石油局所属油田均为低压低渗低产的“三低”油藏，自然能量开采条件下，递减率达到30%以上，必须通过注水补充地层能量，才能提高采收率［1］。张天渠油田1996年投产，1997年底开始注水;姬塬油田2000年投产，2001年10月份注水，注水为油田增产和稳产做出了贡献。然而，在“三低”的条件下，注水系统存在着各种问题，但油田要稳产，注水工作必不可少。因此，如何解决低渗透油田的注水系统问题就成了目前的关键所在。

1 注水系统现状

1.1 注水井堵塞

张天渠油田在注水6 a后，注水压力不断上升，个别井甚至达到17.5 MPa，接近地层破裂压力。根据注水指示曲线及生产动态分析，认为近井地带发生了堵塞。于2002年对该油田的D977注水井进行了活性水压裂解堵作业，该工艺实施后，油田注水井在注入量保持原有水平的情况下，总体泵压下降50%，有效期达到6个月以上。2009年4月，对HK20井进行非线性波解堵作业，井口注水压力降低了20%，但有效期太短，不到2个月。

1.2 泵井压差大

油田注水设计规范SY/T0005-1999《注水管道直径的确定》规定，从注水站到最远处端点井的压力降一般不宜大于1.0 MPa。但中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂(以下简称盐池采油厂)部分注水站的泵井压差在1.5～9.5 MPa，泵井压差远超过规定值。监测资料表明，多井配注流程的注水系统，管网压力损失在1～5 MPa(远超过了规定的0.5 MPa)，严重影响了注水系统的效率。

1.3 各个小层吸水不均匀

1.4 低效泵注水与注水泵效低

采油一队注水站CH21层注水泵均为高耗低效的电潜泵，注水泵效仅为37%左右，注水单耗在11.7～19.4度/m3，注水系统效率在23%左右，泵井压差最高达到14.8MPa。各种参数表明，该注水站CH21层的整个注水系统是在高能耗和低效率下运行。

2 注水系统存在的问题

张天渠油田经过10多年时间的注水开发，注采矛盾突出，吸水剖面平面、纵向问题较为严重，注水利用率低。

2.1 油井分布零散及注水井布局不合理

盐池采油厂的储量控制面积为1 744.45 km2，目前油井仅120多口，虽然每年仍有不少新井投产，但油井分布仍然十分零散。油田的多年滚动扩边，造成注水系统面积不断扩大，注水系统在运行中各油井开发时段内注水量的波动，使泵排量与注水量难以匹配，有些局部负荷过重，造成注水系统脱离高效区致使注水系统效率下降，注水单耗升高，同时无形之中也给后期的改造施工加大了工程量。

2.2 同一区域注水差异大

同一油田区块的地质条件也各不相同，使得地面同一区域注水差异大。鉴于此，根据SY/T5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对注水水质标准进行控制。而各个井组的注水压力不同，就必须得分水质和分压力注水，这就要求地面工程规划设计时需要分别建设注水系统，使初期投资及后期运行维护费用增加。

2.3 注水井压力差异大

同一油田或区块，单井注入压力差距大。目前盐池采油厂已开发10多年的老油田多通过老去滚动扩边挖潜而开发低渗透油藏储层，与老区井物性差异大，注水压力差异大，或因断层发育、层间物性差异矛盾突出，注水井的注水压力差异大，而配水阀组只能按照最高注水井的注水压力配水，中、低压注水井节流严重，能量损失大。而各个注水系统又相对独立，区域内不同压力的注水井无法通过管网进行调配，注水泵只能满足最高注水压力的需求，如张天渠油田注水系统，最低注水压力1.0 MPa，最高注水压力17.5 MPa。注水压力越低的井损失的能量越多，造成整个注水系统效率降低。

2.4 注水系统设备老化与自动化程度低

注水系统设备投产使用时间长，结垢、腐蚀穿孔严重，压力损失大造成系统效率低，腐蚀穿孔影响注水量和注水压力。在多数注水站，一些部位全靠人工操作，系统根本无法达到最佳运行状况。因注水井水量、压力等参数的调整频繁，且注入压力的不同，使注水干线压力常常忽高忽低，人工调整困难。

另外，由于区块呈现为低渗透特性，由于低渗透油田具有储层致密、弹性能量小、驱油能耗大、储层孔隙度和渗透率低、吸水能力差、地层已被污染和注水压力高等特点，使得注水系统设施的使用寿命大幅度缩短，地面建设工程量加大、管理难度增加，同时也使注水单耗升高，注水运行成本增加。

3 优化注水工艺技术及效果分析

为了稳油控水，从2002年起，开始在张天渠和姬塬油田进行调剖［2］，取得了较好的效果，尤其是姬塬油田增产、稳产效果明显，当年增油0.14×104t。2003年度产量递增，2004年度综合递减率保持在10%以下。

3.1 注水参数

(1)注入压力:这两个注水开发油田所有采油井及注水井均采取的是压裂投产方式，破裂压力主要在17～24 MPa(地面压力)。注水初期各井最高注水压力均要求控制在油层破裂压力的80%，注水正常后则以现场指示曲线拐点压力做为最高注水压力。

注水的实际情况表明，随时间的推移，注水压力、启动压力均在逐渐增加，呈现出低渗地层的典型特征，另外还发现拐点压力也在不断上升，到一定程度后趋以稳定。目前部分注水井在达不到配注量的情况下注水压力已达17 MPa左右，虽然对个别井已经采取了一些增注措施，但降压幅度及有效期均不很理想。总体上表现为吸水能力低，压力扩散慢的注水特征。

(2)注入量与注采比:注入量的确定是在最高注水压力限定下，根据注采井组内的产液量来确定配水量，一般情况下注采比取1.2左右。如果达不到配注量则维持低注入量并考虑在邻近增加新的注水井［3］。

注采比的确定主要考虑了该油田的实际情况及国内低渗透油田的开发经验。各油田注水前均经过了较长期的自然能量开采，地层亏空大，所以注水初期视情况注采比设计为2.0～2.2，以尽快恢复地层能量，地层能量明显恢复时调为1.5左右，并逐渐调为1.2左右。开发生产的实际表明，当注采比小于1.2，尤其小于1时，油田产量明显下降，大于1.2时产液量明显增加，但过大的注采比容易导致注入水单向突进，使油井过早水淹。

(3)储层吸水能力:张天渠储层视吸水指数为30～200 m3/(d·MPa);姬塬储层视吸水指数为20～136 m3/(d·MPa)。井间数值相差很大，每口井不同时期相差也很大，这可能和储层存在人工裂缝或微裂隙有很大关系。

3.2 注采井网适应性分析

在困难复杂的井网条件下，还是尽最大努力对注采井网进行了研究与部署。从近几年来的开发情况看，注采井网的选择是合适的。

注水过程中，为了提高注水利用率，主要做了以下工作:(1)有针对性的对个别注水井(HK20井)采取“周期注水”;(2)根据注采响应情况和动态监测资料及时调整配注量;(3)由于油田存水率逐步变低，注水效果变差，油田引入注水井调剖技术，起到了良好的“稳油和控水”效果。

3.3 调剖决策与施工工艺技术

(1)调剖选用RE决策技术:该技术基于油藏工程研究，包括静态地质研究和注采动态研究，首先进行单因素决策，在单因素决策基础上对各种因素进行综合分析决策，即多因素综合决策。

(2)调剖工艺技术:①其机理是利用高分子聚合物，从注水井进行有效封堵高渗透层段，注水时水流方向将发生改变而流向受阻力小的中低渗透层，可调整注水层段的吸水剖面，从而达到提高波及程度、扩大水驱面积的效果;②调剖后效果:吸水指数明显降低，启动压力上升;吸水剖面由原来的单一较薄的吸水段变为整体均匀吸水;增产效果明显。DJ3023井组月产量由调剖前的320 t上升到年末的640 t。

3.4 分压注水工艺

注水系统管辖区内不同注水井的吸水能力不同，造成注水压力差别较大。假如为迎合部分高压井而被迫提高整个管网的注水压力，则节能损失将大大增加。这时应把高压井和低压井区别对待，采取高压井与低压井使用相应压力的注水设备和管网。

2008年7月对张天渠油田注水站进行改造，把低效的电潜泵更换为柱塞泵，同时根据各个注水井组的压力和注水量，分别设计不同压力的柱塞泵和管网，实行分压注水，达到降低注水单耗的目的。实施分压注水技术后，平均注水单耗由改造前的11.1度/m3降低到7.9度/m3，每年可节约用电量3.67×104度，节省电费2.45×104RMB¥，投资回收期为2.4 a。

3.5 限压注水工艺

姬塬油田注水站CH12层注水系统建于2001年，注水不久之后，注水压力不断升高，对注水井进行调剖之后，注水效果有所好转。最近注水压力已达13.0 MPa，对注水井测指示曲线，经计算，该井的拐点压力为13.2 MPa，于是对该井进行限压注水工艺，把注水压力控制在拐点压力之下，调整配注量，实施限压注水之后，取得一定的效果。平均注水单耗由改造前的10.4度/m3降低到7.1度/m3，每年可节约用电量4.13×104度，节省电费2.77×104RMB¥。

4 结论

(1)已建注水站大多采用注水泵工艺，注水泵的排量基本可以满足区块配注量匹配的要求，在此基础上，建议对注水泵增加变频器、合理控制变频器，进一步提高效率。通过精细化管理，提高员工的节能降耗意识、现场合理操作，实现注水泵排量匹配是降低注水单耗的有效途径［4］。

(2)继续抓好注水系统的优化运行工作，控制生产运行能耗，使整个注水系统在低能耗下正常运行，争取在最短时间内力争使注水单耗降低到7.7度/m3以下。

(3)强化责任考核，实现注水单耗指标分解。依据地面工程注水系统动态分析数据库，各级地面工程技术及管理人员及时掌握注水能耗变化情况，对注水单号指标变化大的注水站进行现场调查，分析原因、制定对策、下达责任考核指标，实施能耗指标层层分解，把责任和压力传递到每一名员工，提高员工的主观能动性。

(4)针对部分区块出现个别单井注水压力高或不起压的问题，应进一步结合油藏工程，采油工程，地面工程三位一体的原则，采取周期注水、限压注水以及调剖等综合措施，进一步降低注水单耗，解决注水系统问题的同时，也达到节能降耗的目的。

［1］隋军.大庆外围低渗透油田开采技术［M］.北京:石油工业出版社，2003:3.

［2］赵福麟.EOR原理［M］.北京:石油大学出版社，2001:7.

［3］才汝成，李晓清.低渗透油藏开发新技术［M］.北京:中国石化出版社，2004:1.

［4］马自俊.油田开发水处理技术问答［M］.北京:中国石化出版社，2003:10.

Study on Problems in Water Injection System of Low Permeability Oil Fields

Chen Tao1，Chen Liang2，Wang Ying3
1.SINOPEC North China Petrochemical Company(Yanchi，Ningxia 751500)
2.Southwest Petroleum University(Chengdu，Sichuan 610500)
3.Energy College of Chengdu University of Technology(Chengdu，Sichuan 610059)

The existing status of water injection system are the blocking of injection water wells，greater pump well pressure difference，un-uniform water absorption，low-efficiency of water injection pumps and low-efficiency of water ejection.The existing problems of water injection system are randomly scattered oil well，inappropriate water well distribution，different geological conditions，big difference in water injection in the same area，great pressure difference between injection water wells，equipment aging and low automatic control level of water injection system，etc.The water injection optimization and results are systematically analyzed in respect of water injection parameters，adaptability of injection water wells，construction process，pressure-based water injection process and pressure-limit water injection process etc.Several recommendations are proposed.

oil field of low permeability，water injection system，pump efficiency，water injection process

TE934+.1

A

1007-015X(2011)03-0019-03

2010-09- 26;

2011-02-25。

陈涛(1984-)，男，学士，助理工程师。2007年毕业于后勤工程学院油气储运工程专业，现在中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂从事储运工作。E-mail:chentaoly@126.com