杏北油田多元开发方式下采出水平衡探讨

王明信

（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田 1966年开发，同期实施注水开发，2001年开始聚合物驱开发，2006年开始三元复合驱开发，目前，水驱、聚合物驱、三元复合驱3种开发方式并存。随着油田进入高含水开发后期，表内薄差储层和表外储层成为水驱挖潜调整方向，对一类油层进行三次采油（简称三采，包括聚合物驱和三元复合驱）成为提高采收率的主要手段。低渗透层开发和三次采油开发对水质要求高，而三次采油产出的采出水无法进行深度处理且水量不断增多，导致地面系统含油采出水出现日益加剧的“三采产水过剩、深度水源不足”的矛盾，因此，探讨如何实现采出水平衡对油田生产管理具有重要意义。

1 油田开发后期存在的问题

1.1 不同水质水量平衡难度大

根据油田开发水质要求，杏北油田基础井网和一次加密井网开发层段孔渗特性较好，注入水质指标为“双20”水质标准（油含量≤20mg/L、悬浮物含量≤20mg/L），即，普通采出水；二、三次加密井网开发层段孔渗特性差，注入水质指标为“双 5”水质标准（油含量≤5mg/L、悬浮物含量≤5mg/L），即，深度采出水；三采注入井网水质指标为“双5”水质标准。

根据开发预测，并结合生产实际水量情况，对杏北油田2015年及十三五期间地面产、注水量进行预测，具体见表 1。由表 1可以看出，总注水量大于总采出水量，理论上采出水可以全部回注地下。但是，作为深度采出水水源的水驱采出水，其水量不能满足深度注水量的需求，缺口为 6.10×104～7.83×104m3/d；同时，作为普通水水源的三采采出水，其水量远大于普通注水量，不能实现完全回注，剩余量为 3.78×104～4.99×104m3/d。因此，存在严重的“三采产水过剩、深度水源不足”的矛盾，需要进行采出水平衡调配，以满足不同水质的水量平衡。

1.2 分质处理不彻底导致水质变差

杏北油田水驱普通采出水处理站采用“自然沉降+混凝沉降+一级核桃壳过滤”工艺，聚合物驱采出水处理站采用“两级沉降+一级石英砂过滤”工艺，三元采出水处理站采用“序批沉降+两级双滤料过滤”工艺，出水指标均为“双20”水质标准；水驱深度采出水处理站采用“两级石英砂过滤”工艺，滤后出水指标为“双5”水质标准。

表1 杏北油田2015年及十三五期间产、注水量预测

不同的采出水处理工艺及不同的运行参数，需要将不同层采出水分开处理，以达到工艺和水质相互适应的目的。但是，在实际生产中，一方面，由于水驱脱水站和三采脱水站合建，工艺前端游离水脱除器分水质运行，而后端电脱水器合一运行，脱出采出水进入水驱采出水处理站，导致水驱采出水含聚合物浓度升高；另一方面，由于前期预测与实际生产存在一定差异，以及注水启泵布局调整等原因，导致部分水驱和三采采出水混掺处理，影响水质处理效果。

如，杏一～三区西部高浓度聚合物驱区块，实际产液量和采出液含聚合物浓度均高于建设前期预测数值，导致约4 000m3/d高含聚合物采出水混入水驱采出水系统处理，造成区域内1座水驱普通采出水处理站和2座深度采出水处理站处理水质恶化。

1.3 站间处理负荷不均衡

杏北油田经历了较长时间的开发建设，地面采出水处理站数量不断增加。部分建设较早的采出水处理站，由于目前执行的标准规范发生了变化，导致其处理能力有所降低，或者处理量不变的情况下，运行负荷升高。另外，部分三次采油区块采出水处理站，由于受三采区块不同阶段注水量（含聚合物）波动大的影响，较短时间高负荷运行后，长期处于低负荷运行状态，造成能力的浪费。由于非同期建设，站间管网连通性差，剩余能力无法实现互用，负荷不能均衡。

如，杏六区中西部区域内，杏十一深度采出水处理站为聚合物驱区块供水，前期最高负荷率为95%，聚合物段塞后负荷率降至约 60%。而区域内建设较早的杏二十一深度采出水处理站，由双向过滤改为单向过滤，实际处理能力降低，负荷率达到117%，水质处理达不到“双5”指标。杏一～三区东部区域内，也存在杏十八新深度采出水处理站负荷偏低，而杏十八老深度采出水处理站负荷偏高的问题。

2 系统优化思路及措施

2.1 采出水供需上实施开源节流

2.1.1 基本思路

针对系统普通水源过剩、深度水源不足的情况，通过对进入后续水驱阶段的三采井网开展现场对比试验，发现注入普通采出水和深度采出水对注入端吸水能力和采出端产液强度等开发参数基本没有影响，因此，可将进入后续水驱阶段的三采井网注入水质由深度水调整为普通水，即，由“双 5”标准调整为“双20”标准，以减少深度水用量。

根据室内实验和现场试验结果，目前，水驱采出水深度处理采用的两级石英砂过滤工艺，其可适应的含聚合物浓度界限为≤150mg/L，因此，可调用受效前期和后续水驱阶段的未含聚合物或低含聚合物的三采采出水进行深度处理，以增加深度处理水源。

2.1.2 采取措施

为缓解深度水源不足的问题，注入端将杏四～五区中部、杏四区西部、杏一～二区东部II块及杏四～六面积区块等后续水驱注入井网就近挂接到普通干线，或注入站高压来水挂接普通注水干线，共计可实施调整注入井249口。措施实施后，深度注水系统减少注水量 0.96×104m3/d，可停运深度注水泵1台，改运普通注水泵。这样，既减少了区域内深度水需求量，又增加了高含聚合物采出水的回注量，促进了区域水量平衡。

同时，为平衡各系统水量，采出端以含聚合物浓度150mg/L为界，将低于该浓度界限的三采采出水作为深度水源处理，分别调用受效前期的杏六区中西部、杏三～四区东部1.80×104m3/d低含聚合物采出水，调用后续水驱阶段的杏四～五区中部、四～六面积区块1.02×104m3/d低含聚合物采出水，共计补充深度水源水量2.82×104m3/d。

通过以上调整措施，高含聚合物采出水可以完全回注普通注水井网，整体可实现不同水质产、注水量的平衡。调整前后不同水质水量平衡情况见表 2。

表2 调整前后不同水质水量平衡情况*

2.2 采出水处理上保证分质分站

2.2.1 基本思路

根据油田采出水水质变化情况，脱水系统游离水脱除器和电脱水器严格分水质进行处理，控制水驱深度采出水处理站来水含聚合物浓度，降低处理难度，并优化采出水平衡，减少高含剂采出水进入深度采出水处理站。

2.2.2 采取措施

对于水驱普通采出水处理站，工艺流程上可以实现前端原水分开处理，即，集输、脱水环节分开处理，外输环节分开进站，在运行管理上要严格按照工艺要求运行。对于深度采出水处理站，部分三采采出水作为深度水源进入水驱深度采出水处理站进行处理，利用三采初期及后期低含剂采出水，减少高含剂采出水进入深度采出水处理站，保证采出水处理站处理含聚合物浓度≤150mg/L。

2.3 运行负荷上实现能力互用

2.3.1 基本思路

根据开发需求，合理加强深度采出水处理站站间管网连通性，完善调水管网，提高站间剩余能力互用程度，平衡运行负荷，改善采出水处理效果。

2.3.2 采取措施

针对杏二十一深度采出水处理站高负荷问题，建设杏十一深度采出水处理站至杏二十一注水站滤后水管道1条，充分利用杏十一深处理能力，杏二十一深度采出水处理站运行负荷率由 117%下降至85%。针对杏十八老深度采出水处理站高负荷问题，增加了与杏十八新深度采出水处理站外输管道的连通，减轻了杏十八老深度采出水处理站的供水负荷，其运行负荷率由104%下降至81%。

3 结论及认识

一是，随着三次采油规模的不断扩大，水量平衡难度不断增大。对于三次采油区块，在进入后续水驱阶段时，将注入水质由深度水调整为普通水，同时，根据三采采出液含聚合物变化规律，调用前、后期低含聚合物采出水作为深度水源，是实现油田采出水水量平衡的必然途径。

二是，随着油田开发多元化的深入，油田开发后期水质成分普遍复杂化，要严格按照水驱深度采出水处理站含聚合物浓度≤150mg/L的技术界限，实施分质处理，这是实现采出水处理达标的基本保障。

三是，产能新建区块建设采出水处理站时，要充分考虑站间能力互用，优化站间管网连通性，可保证站间运行负荷均衡，同时，也是适应油田开发后期工艺参数调整的重要保障。

[1] 齐振林.大庆油田地面工程优化简化工艺技术[M].北京： 中国科学技术出版社，2010.