喇嘛甸油田特高含水期水驱压力系统调整研究

陈宏魁 （中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆163114）

1 喇嘛甸油田水驱合理压力系统研究

1）注水量、产液量与生产压差关系研究 当油田进入特高含水期后，在一定压差范围内，注入水在油层中的渗流规律遵循达西定律，即注水量与注水井生产压差成正比［1］，当综合含水不变的条件下，吸水指数为常数，注水量随压差增大而增加 （见图1）。产液量与生产压差也有关系，在一定压差范围内，液体在油层中的渗流同样遵循达西定律，即产液量与油井生产压差也成正比 （见图2）。

图1 水驱生产压差与注水量关系图

图2 水驱生产压差与年产液量关系图

2）合理地层压力研究 从喇嘛甸油田水驱注采平衡交汇图（见图3）上可以看出，若产液量一定，随着流压的上升，要求的地层压力不断提高，因此，地层压力受流压和注水压力因素控制，笔者选取近年来最高的年均流压4.94MPa与产液量的交点对应压力值做为合理地层压力的最低值，选取近年来最高注水压力12.66MPa线与4.94MPa流压线交点对应的地层压力值做为合理地层压力的最高值。确定了2012年地层压力的合理范围为10.82～11.41MPa，即总压差在－0.48～＋0.11MPa。

由于水驱各套层系射开层位不同，合理的地层压力不在同一范围，但是总压差均在－0.60～＋0.16MPa范围以内，因此，将总压差合理界限作为压力系统调整的标准参数［2］。同时，考虑单井压力波动情况，将单井调整总压差界限定为－1.0～＋0.50MPa。

3）合理流压研究 当产液量确定后，随着流压的上升，对地层压力的要求不断提高，注入压力也不断提高，能耗将不断增大［3］。注水压力一定情况下，流压越低，产液量越多，但并不是流压越低越好，随着流压的下降，油层出现脱气，影响采液速度和采收率［4］，油井流压与采收率之间的关系出现拐点，与产液量之间的关系存在临界点 （见图4和图5），综合考虑流压对采收率和产液量的影响，可以确定出最低合理流压为3MPa。在目前喇嘛甸油田水驱压力系统，油井流压应不低于3MPa。

图3 水驱压力系统与产液量关系图版

图4 注水压力一定流压与采收率关系曲线

图5 注水压力一定流压与产液量曲线

4）总压差与注采比关系研究 从水驱总压差与注采比关系曲线 （见图6）看，总压差随着注采比提高而上升，两者具有良好的相关性，成正比关系。通过控制水驱相对注采，可有效调整压力系统上升或下降。

图6 水驱注采比与总压差关系曲线图

2 水驱压力系统现状及调整潜力研究

1）水驱地层压力状况 从2011年水驱压力统计结果 （见表1）看，合理井96口，仅占测压井比例的38.55%，高压井83口，占测压井比例的33.33%，低压井70口，占测压井比例的28.11%。宏观上，压力系统处于合理范围，平面上，压力分布不均衡。

表1 喇嘛甸油田水驱2011年地层压力现状表

2）高低压井原因分析 ①高压井原因分析。一是由于采油井综合含水高，为优化产液结构，控制高含水井产液，实施参数优化措施，造成井组阶段产出小于注入，地层压力上升，超过合理压力范围，形成高压井；二是地层能量供给充足，由于油井近井地带污染或渗透性差 （连通差或油层发育差），液流不能及时流到采油井井底，产出量少于供给量，形成高压井；三是井组内采油井发育较差，注水井发育较好，注采失衡，形成高压井。该类井动态反映流压高、静压高、井组综合含水较高、日产液较高。②低压井原因分析。一是由于井点注采关系不完善，注水井点少，能量不足，形成低压井。该类井多处于三四条带、断层边部，动态反映为静压低、日产液较低；二是本井射开油层发育差，井组其他采油井发育好，由于平面干扰，地层压力低于合理压力范围，形成低压井；三是由于采油井日产油量高，为优化产液结构提高单井日产液，实施参数优化，阶段产出大于注入，地层压力下降，低于合理压力范围，形成低压井。该类井动态反映为静压低、日产量高。

3）水驱流压状况及调整潜力 目前，水驱平均流压为4.71MPa，保持在合理范围之内。其中，处于合理流压范围的井共1201口，占总井数的63.99%，流压不合理井676口，占总井数的36.01%。

3 压力系统调整及效果

1）地层压力调整 ①高压井点调整。一是对总差压在＋0.5～＋1.0MPa之间的井采取缓慢降压，确保半年压差、年压差控制在0～－0.5MPa以内。其中，对流压高含水高产液量高的井实施采油井堵水，同时对长期吸水好、注水强度高的主要注水层段实施方案减水，配注量下调40m3以下；对流压低含水低产液量的井实施采油井压裂，同时对注水井对应层段实施方案加水，日配注量上调20～30m3；对流压低含水高的井实施采油井参数优化，同时对注水井实施方案减水，日配注量下调20～30m3。二是对总差压在1.0MPa以上的井采取分阶段降压，半年压差控制－0.3～－0.5MPa之间，年压差控制－0.6～－1.0MPa之间。其中，对流压高含水高产液量高的井实施注水井方案减水，配注量下调60m3以上；对含水高产液低的井实施参数优化，同时实施注水井方案减水，配注量下调30m3以上；对流压低含水低产液量低的井实施油井压裂，根据油井动态变化情况及时进行注水井跟踪调整；对流压低含水高的井实施注水井平面调整，对高含水层实施减水，配注量下调60m3以上，对低含水层实施加水，配注量上调30～40m3。②低压井点调整。一是对总差压在－1.5MPa～－1.0MPa之间的井采取缓慢升压，确保半年压差＋0.2MPa～＋0.4MPa以内、年压差控制在＋0.4～＋0.8MPa以内。其中，对流压高含水高的井实施采油井参数优化，同时实施注水井平面调整，对高含水层实施减水，对低含水层实施加水，井组整体注水量不变；对流压低含水低的井实施注水井方案加水，日配注量上调30～50m3；对低流压高含水井实施采油井参数优化。二是总差压在－1.5MPa以下的井采取分阶段升压，半年压差控制＋0.3～＋0.5MPa之间，年压差控制＋0.5MPa～＋1.0MPa之间。其中，对流压高含水高的井区实施采油井参数优化，同时实施注水井平面调整，对高含水层实施减水，对低含水层实施加水，对加水困难的层段实施措施增注，井组整体日注水量提高30～50m3；对流压低含水低的井实施注水井方案加水，日配注量上调50m3以上；对流压低含水高的井实施采油井参数优化，同时对长期注水差层实施措施增注。

2）流压调整 一是对低流压、低含水井组，实施注水井上调配注，配注量上调40m3以上，或对吸水差层实施措施增注；二是对流压低、含水高井区或流压高、含水低井区实施参数优化；三是对流压高、含水高井区实施注水井方案减水。

3）压力系统调整效果 对比水驱182口测压井 （见表2），合理井83口井，占测压井比例为45.60%，与调整前相比，提高了7.05%。其中，基础井网、一次加密井、二次加密井总压差均控制在合理压力范围。

4 结 论

（1）喇嘛甸油田水驱处于特高含水开发阶段，注水及产液的渗流规律均符合达西定律，应用注采交汇法，结合油田实际生产情况，可确定阶段合理的地层压力及流动压力，现阶段水驱合理地层压力范围为10.82～11.41MPa，合理流压为3.0～7.0MPa。

表2 2012年水驱压力系统状况情况表

（2）2011年喇嘛甸油田水驱压力为11.21MPa，总压差－0.14MPa，保持在合理压力范围内。从平面压力分布上看，高低压井占总井数比例达到60%以上，平面压力不均衡。

（3）通过压力系统优化调整，水驱地层压力控制在合理范围以内，合理井比例提高到了45%以上，并有效控制套损发生，2012年，全厂发现套损井25口，百口作业井套损率仅为0.91%。

［1］王鸿勋，张琪 .采油工艺原理 ［M］.北京：石油工业出版社，1981.

［2］宋万超，高含水期油田开发技术和方法 ［M］.北京：地质出版社，2002.

［3］王凤兰，石成方，田晓东，等 .大庆油田“十一五”期间油田开发主要技术对策研究 ［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（2）：66－62.

［4］冯其红，吕爱民，于红军，等 .一种用于水驱开发效果评价的新方法 ［J］.石油大学学报 （自然科学版），2004，28（2）：58－60.