提压增注技术在渤海油田的先导试验与应用

邹德昊，柴世超，阮新芳，杨友国，李 想

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300457）

垦利K油田已投注水井16口，其中有7口注水井在投注后六个月内出现了注入压力快速上升至总体开发方案中井口最大注入压力的现象，且5口注水井欠注严重，开发效果受到较大影响。随后进行了一系列常规氧活化测试（注入压力在15.00 MPa的条件下），测试结果表明，共54个小层未达到配注要求，占总储量的10%左右。造成注水井小层未达到配注要求的主要原因是储层物性较差，未达到油藏配注的小层主要集中在储层厚度小于1.00 m、渗透率小于 50.00 ×10-3μm2的非主力储层，这些储层占注水井总厚度的20%左右。如何让这类小层开始吸水，提高水驱动用储量，有效提高油田的采收率，值得深入研究。

1 破裂压力

渤海油田共有油气田42个，其中注水开发油田占85%，根据《海上采油工程手册》对注水压力的要求，注水井井底注水压力取注水井段地层破裂压力的80%～90%作为最大允许井底注入压力[1-3]：

式中，!"为井口注入压力，MPa；#为安全系数；$为破裂压力，MPa；%&为油管摩阻压力，MPa；'&配水嘴压力损失，MPa；")为液柱压力，MPa。

注水井井底压力超过储层破裂压力时，可能引发注水水窜、套管损坏、注水突破断层、降低油藏波及系数等隐患。根据《海上采油工程手册》中相关注水井管理要求，井口注入压力需严格按照各油田总体开发方案中的最大注入压力执行。

垦利K油田总体开发方案中，破裂压力采用两种经验公式计算，为安全考虑，定向井深度取最上层砂体深度，破裂压力选取经验公式计算结果的85%，沙河街油组破裂压力为57.00 MPa，利用以上公式，计算得到井口最大注入压力15.60 ～17.70 MPa。由于该油田注水井欠注问题的日渐凸显，按照现有井口最大注入压力，无法满足油藏配注需求，严重影响了油田的开发效果，从而引出了海上油田提压增注技术的探索和设想。

为证实垦利K油田总体开发方案中设计的井口最大注入压力过于保守，提压增注技术在海上油田的应用过程中，符合总体开发方案中对地层破裂压力和井口最大注入压力的要求。本文首先从现场试验角度出发，选取垦利K油田的注水井作为先导试验井，证实提压增注技术的可行性和可靠性[4-6]。

2 提压增注矿场试验

2.1 提压试验

以垦利K油田两口注水井A1、A5井为例，注水层位均为沙河街组，A1井注水总厚度17.00 m，平均渗透率 34.60×10-3μm2，配注量 300.00 m3/d，井口注入压力15.00 MPa下日注入量49.00 m3；A5井注水总厚度27.4 m，平均渗透率76.9×10-3μm2，配注量250 m3/d，井口注入压力15.00 MPa下日注入量150.00 m3。使用泥浆泵作为井口提压设备，分别在井口注用泥浆水压力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三种工作制度下进行了氧活化测试，吸水指数曲线[7-8]见图1、图2。

图1 A1井吸水指数曲线

图2 A5井吸水指数曲线

根据吸水指数曲线数据计算表明，在井口注入压力达到25.00 MPa（即井底压力49.00 MPa）时，A1井吸水指数由试验前的27.62 m3/（MPa·d），提高到71.94 m3/（MPa·d）；A5井吸水指数由试验前的56.50 m3/（MPa·d），提高到133.33 m3/（MPa·d）。试验说明了随着井口注入压力的升高，两口注水井的吸水能力都在不断提高，但是吸水指数曲线未出现明显拐点，证明注水层位没有被压开。当井底压力49.00 MPa时，能够满足两口注水井的配注需求，并且井底流压不会超过储层破裂压力。

为进一步证实提压增注技术安全可靠，对A5井进行了单层提压试验。A5井第四小层注水总厚度6.50 m，平均渗透率 24.47×10-3μm2，日配注量150.00 m3，井口注入压力15.00 MPa下小层不吸水。当井口压力提高至 30.50 MPa时，从吸水指数曲线（图3）可以看到，曲线没有出现明显拐点，证明井底流压仍没有超过储层破裂压力，单层日注入量达到 120.00 m3。

提压试验证明，在100.00～1 200.00 m3/d平均配注量下对应的井口压力限压在13.00～23.80 MPa。垦利 K油田总体开发方案中注水井井口限压 15.00 MPa，完全存在6.20～10.00 MPa的提压空间，提压注水具有可行性。

图3 A5井第四层吸水指数曲线

2.2 溢流风险分析

选取垦利K油田B3井组进行了压降漏斗试验，该井组一注三采（B3/B4/B5），注水层位为沙河街组沙三段油组，储层平均孔隙度21.20%，平均渗透率 414.50×10-3μm2。

对B3井组进行了干扰试井测试：B3井停注一周时间，B4井井底流压下降1.30 MPa；恢复注水后，注入压力由14.00 MPa提升至16.00 MPa，B4井井底流压上升了1.43 MPa，试验证实该井组储层连通性较好，如图4所示。

图4 B4井干扰试井流压变化

根据垦利K油田沙河街组的实际地层物性，建立油藏数值模拟机理模型，设计井深为2 500.00 m，1注1采，注采井距为300.00 m，模拟注水井井口注入压力分别为15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三种情况下，注水井井底压力的压降漏斗。数值模拟结果表明，在井口注入压力 25.00 MPa，地层静压20.00 MPa（井底流压45.00 MPa）时，平面上距离井底16.00 m的位置，流压下降至25.00 MPa（原始地层压力），压力下降了44%。也就是说垦利K油田与海底断层距离（110.00 m）最短的注水井，从井底至断层压力将衰减至20.40 MPa，远低于原始地层压力的25.00 MPa，无溢流风险，提压增注技术安全可靠。

3 提压增注效果评价

A1井是垦利K油田2井区的一口注水井，分别在注水压力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三种工作制度下进行了氧活化测试，不同工作制度下吸水状况对比见表1。

通过提压增注可以看到，储层物性的好坏是影响小层吸水能力的主要因素。随着井口注入压力的不断提高，吸水小层的启动层数不断增多，吸水量不断增加。井口注入压力达到20.00 MPa时，A1井满足全井段配注总量需求，E2s3MI油组仍有不吸水小层；在井口注入压力达到25.00 MPa时，A1井满足全井段配注总量需求，11个小层全部吸水。证明提压增注技术可以有效解决注水井欠注问题，效果好。

表1 A1井三种工作制度下吸水状况对比

根据垦利K油田平台现有注水泵、注水管线及海管最大承压能力，将2井区注水井井口的注入压力最大提升至18.30 MPa，3口欠注水井共计增加注入量601.00 m3/d，增注效果明显，井区地层压力稳中有升（图5），增加水驱动用原油地质储量69.30×104m3。

图5 垦利K油田沙河街油组2井区地层压力

对比注水井注入压力为 15.00 MPa的方案，提高注入压力后全油田预计增加水驱动用原油地质储量180.70×104m3，累增油25.40×104m3，提高采收率0.90%。

4 结论

（1）首次在渤海油田进行“提压增注”试验，并在试验井区取得了较好应用效果，具有较高的推广价值。通过提压试验、压降漏斗研究，验证了提压增注技术在海上油田应用的可行性。

（2）各油田具体情况不同，影响破裂压力的因素众多，在实施提压注水时应进一步详细分析各井的情况，以确定合理井口限压。

（3）提压注水实施过程中必须加强对注水井和生产井地层压力的监测，根据压力监测情况调整注水量及产液量，保证注采平衡，避免出现局部异常高压，避免出现溢油风险。