陳 濤，陳 亮，王 英

(1.中國石油化工股份有限公司華北分公司，寧夏鹽池 751500;2.西南石油大學(xué)研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059)

低滲透油田注水系統(tǒng)問題探討

陳 濤1，陳 亮2，王 英3

(1.中國石油化工股份有限公司華北分公司，寧夏鹽池 751500;2.西南石油大學(xué)研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059)

目前注水系統(tǒng)現(xiàn)狀存在的問題主要是注水井堵塞、泵井壓差大、各個(gè)小層吸水不均勻、低效泵注水和注水泵效低等。注水系統(tǒng)存在的問題包括油井分布零散、注水井布局不合理、同一區(qū)域由于地質(zhì)條件不同而注水差異大，注水井壓力差異大、注水系統(tǒng)設(shè)備老化和自動(dòng)化程度低等。該文以低滲透油田注水系統(tǒng)為背景，從注水參數(shù)、注采井網(wǎng)適應(yīng)性、調(diào)剖決策施工工藝技術(shù)、分壓注水工藝和限壓注水工藝方面對優(yōu)化注水工藝技術(shù)及效果進(jìn)行了系統(tǒng)的分析，并提出幾點(diǎn)認(rèn)識。

低滲透油田 注水系統(tǒng) 泵效 注水工藝

中國石化集團(tuán)華北石油局所屬油田均為低壓低滲低產(chǎn)的“三低”油藏，自然能量開采條件下，遞減率達(dá)到30%以上，必須通過注水補(bǔ)充地層能量，才能提高采收率［1］。張?zhí)烨吞?996年投產(chǎn)，1997年底開始注水;姬塬油田2000年投產(chǎn)，2001年10月份注水，注水為油田增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)做出了貢獻(xiàn)。然而，在“三低”的條件下，注水系統(tǒng)存在著各種問題，但油田要穩(wěn)產(chǎn)，注水工作必不可少。因此，如何解決低滲透油田的注水系統(tǒng)問題就成了目前的關(guān)鍵所在。

1 注水系統(tǒng)現(xiàn)狀

1.1 注水井堵塞

張?zhí)烨吞镌谧⑺? a后，注水壓力不斷上升，個(gè)別井甚至達(dá)到17.5 MPa，接近地層破裂壓力。根據(jù)注水指示曲線及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，認(rèn)為近井地帶發(fā)生了堵塞。于2002年對該油田的D977注水井進(jìn)行了活性水壓裂解堵作業(yè)，該工藝實(shí)施后，油田注水井在注入量保持原有水平的情況下，總體泵壓下降50%，有效期達(dá)到6個(gè)月以上。2009年4月，對HK20井進(jìn)行非線性波解堵作業(yè)，井口注水壓力降低了20%，但有效期太短，不到2個(gè)月。

1.2 泵井壓差大

油田注水設(shè)計(jì)規(guī)范SY/T0005-1999《注水管道直徑的確定》規(guī)定，從注水站到最遠(yuǎn)處端點(diǎn)井的壓力降一般不宜大于1.0 MPa。但中國石油化工股份有限公司華北分公司鹽池采油廠(以下簡稱鹽池采油廠)部分注水站的泵井壓差在1.5～9.5 MPa，泵井壓差遠(yuǎn)超過規(guī)定值。監(jiān)測資料表明，多井配注流程的注水系統(tǒng)，管網(wǎng)壓力損失在1～5 MPa(遠(yuǎn)超過了規(guī)定的0.5 MPa)，嚴(yán)重影響了注水系統(tǒng)的效率。

1.3 各個(gè)小層吸水不均勻

1.4 低效泵注水與注水泵效低

采油一隊(duì)注水站CH21層注水泵均為高耗低效的電潛泵，注水泵效僅為37%左右，注水單耗在11.7～19.4度/m3，注水系統(tǒng)效率在23%左右，泵井壓差最高達(dá)到14.8MPa。各種參數(shù)表明，該注水站CH21層的整個(gè)注水系統(tǒng)是在高能耗和低效率下運(yùn)行。

2 注水系統(tǒng)存在的問題

張?zhí)烨吞锝?jīng)過10多年時(shí)間的注水開發(fā)，注采矛盾突出，吸水剖面平面、縱向問題較為嚴(yán)重，注水利用率低。

2.1 油井分布零散及注水井布局不合理

鹽池采油廠的儲量控制面積為1 744.45 km2，目前油井僅120多口，雖然每年仍有不少新井投產(chǎn)，但油井分布仍然十分零散。油田的多年滾動(dòng)擴(kuò)邊，造成注水系統(tǒng)面積不斷擴(kuò)大，注水系統(tǒng)在運(yùn)行中各油井開發(fā)時(shí)段內(nèi)注水量的波動(dòng)，使泵排量與注水量難以匹配，有些局部負(fù)荷過重，造成注水系統(tǒng)脫離高效區(qū)致使注水系統(tǒng)效率下降，注水單耗升高，同時(shí)無形之中也給后期的改造施工加大了工程量。

2.2 同一區(qū)域注水差異大

同一油田區(qū)塊的地質(zhì)條件也各不相同，使得地面同一區(qū)域注水差異大。鑒于此，根據(jù)SY/T5329-94《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》對注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行控制。而各個(gè)井組的注水壓力不同，就必須得分水質(zhì)和分壓力注水，這就要求地面工程規(guī)劃設(shè)計(jì)時(shí)需要分別建設(shè)注水系統(tǒng)，使初期投資及后期運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用增加。

2.3 注水井壓力差異大

同一油田或區(qū)塊，單井注入壓力差距大。目前鹽池采油廠已開發(fā)10多年的老油田多通過老去滾動(dòng)擴(kuò)邊挖潛而開發(fā)低滲透油藏儲層，與老區(qū)井物性差異大，注水壓力差異大，或因斷層發(fā)育、層間物性差異矛盾突出，注水井的注水壓力差異大，而配水閥組只能按照最高注水井的注水壓力配水，中、低壓注水井節(jié)流嚴(yán)重，能量損失大。而各個(gè)注水系統(tǒng)又相對獨(dú)立，區(qū)域內(nèi)不同壓力的注水井無法通過管網(wǎng)進(jìn)行調(diào)配，注水泵只能滿足最高注水壓力的需求，如張?zhí)烨吞镒⑺到y(tǒng)，最低注水壓力1.0 MPa，最高注水壓力17.5 MPa。注水壓力越低的井損失的能量越多，造成整個(gè)注水系統(tǒng)效率降低。

2.4 注水系統(tǒng)設(shè)備老化與自動(dòng)化程度低

注水系統(tǒng)設(shè)備投產(chǎn)使用時(shí)間長，結(jié)垢、腐蝕穿孔嚴(yán)重，壓力損失大造成系統(tǒng)效率低，腐蝕穿孔影響注水量和注水壓力。在多數(shù)注水站，一些部位全靠人工操作，系統(tǒng)根本無法達(dá)到最佳運(yùn)行狀況。因注水井水量、壓力等參數(shù)的調(diào)整頻繁，且注入壓力的不同，使注水干線壓力常常忽高忽低，人工調(diào)整困難。

另外，由于區(qū)塊呈現(xiàn)為低滲透特性，由于低滲透油田具有儲層致密、彈性能量小、驅(qū)油能耗大、儲層孔隙度和滲透率低、吸水能力差、地層已被污染和注水壓力高等特點(diǎn)，使得注水系統(tǒng)設(shè)施的使用壽命大幅度縮短，地面建設(shè)工程量加大、管理難度增加，同時(shí)也使注水單耗升高，注水運(yùn)行成本增加。

3 優(yōu)化注水工藝技術(shù)及效果分析

為了穩(wěn)油控水，從2002年起，開始在張?zhí)烨图к吞镞M(jìn)行調(diào)剖［2］，取得了較好的效果，尤其是姬塬油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)效果明顯，當(dāng)年增油0.14×104t。2003年度產(chǎn)量遞增，2004年度綜合遞減率保持在10%以下。

3.1 注水參數(shù)

(1)注入壓力:這兩個(gè)注水開發(fā)油田所有采油井及注水井均采取的是壓裂投產(chǎn)方式，破裂壓力主要在17～24 MPa(地面壓力)。注水初期各井最高注水壓力均要求控制在油層破裂壓力的80%，注水正常后則以現(xiàn)場指示曲線拐點(diǎn)壓力做為最高注水壓力。

注水的實(shí)際情況表明，隨時(shí)間的推移，注水壓力、啟動(dòng)壓力均在逐漸增加，呈現(xiàn)出低滲地層的典型特征，另外還發(fā)現(xiàn)拐點(diǎn)壓力也在不斷上升，到一定程度后趨以穩(wěn)定。目前部分注水井在達(dá)不到配注量的情況下注水壓力已達(dá)17 MPa左右，雖然對個(gè)別井已經(jīng)采取了一些增注措施，但降壓幅度及有效期均不很理想?？傮w上表現(xiàn)為吸水能力低，壓力擴(kuò)散慢的注水特征。

(2)注入量與注采比:注入量的確定是在最高注水壓力限定下，根據(jù)注采井組內(nèi)的產(chǎn)液量來確定配水量，一般情況下注采比取1.2左右。如果達(dá)不到配注量則維持低注入量并考慮在鄰近增加新的注水井［3］。

注采比的確定主要考慮了該油田的實(shí)際情況及國內(nèi)低滲透油田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)。各油田注水前均經(jīng)過了較長期的自然能量開采，地層虧空大，所以注水初期視情況注采比設(shè)計(jì)為2.0～2.2，以盡快恢復(fù)地層能量，地層能量明顯恢復(fù)時(shí)調(diào)為1.5左右，并逐漸調(diào)為1.2左右。開發(fā)生產(chǎn)的實(shí)際表明，當(dāng)注采比小于1.2，尤其小于1時(shí)，油田產(chǎn)量明顯下降，大于1.2時(shí)產(chǎn)液量明顯增加，但過大的注采比容易導(dǎo)致注入水單向突進(jìn)，使油井過早水淹。

(3)儲層吸水能力:張?zhí)烨右曃笖?shù)為30～200 m3/(d·MPa);姬塬儲層視吸水指數(shù)為20～136 m3/(d·MPa)。井間數(shù)值相差很大，每口井不同時(shí)期相差也很大，這可能和儲層存在人工裂縫或微裂隙有很大關(guān)系。

3.2 注采井網(wǎng)適應(yīng)性分析

在困難復(fù)雜的井網(wǎng)條件下，還是盡最大努力對注采井網(wǎng)進(jìn)行了研究與部署。從近幾年來的開發(fā)情況看，注采井網(wǎng)的選擇是合適的。

注水過程中，為了提高注水利用率，主要做了以下工作:(1)有針對性的對個(gè)別注水井(HK20井)采取“周期注水”;(2)根據(jù)注采響應(yīng)情況和動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料及時(shí)調(diào)整配注量;(3)由于油田存水率逐步變低，注水效果變差，油田引入注水井調(diào)剖技術(shù)，起到了良好的“穩(wěn)油和控水”效果。

3.3 調(diào)剖決策與施工工藝技術(shù)

(1)調(diào)剖選用RE決策技術(shù):該技術(shù)基于油藏工程研究，包括靜態(tài)地質(zhì)研究和注采動(dòng)態(tài)研究，首先進(jìn)行單因素決策，在單因素決策基礎(chǔ)上對各種因素進(jìn)行綜合分析決策，即多因素綜合決策。

(2)調(diào)剖工藝技術(shù):①其機(jī)理是利用高分子聚合物，從注水井進(jìn)行有效封堵高滲透層段，注水時(shí)水流方向?qū)l(fā)生改變而流向受阻力小的中低滲透層，可調(diào)整注水層段的吸水剖面，從而達(dá)到提高波及程度、擴(kuò)大水驅(qū)面積的效果;②調(diào)剖后效果:吸水指數(shù)明顯降低，啟動(dòng)壓力上升;吸水剖面由原來的單一較薄的吸水段變?yōu)檎w均勻吸水;增產(chǎn)效果明顯。DJ3023井組月產(chǎn)量由調(diào)剖前的320 t上升到年末的640 t。

3.4 分壓注水工藝

注水系統(tǒng)管轄區(qū)內(nèi)不同注水井的吸水能力不同，造成注水壓力差別較大。假如為迎合部分高壓井而被迫提高整個(gè)管網(wǎng)的注水壓力，則節(jié)能損失將大大增加。這時(shí)應(yīng)把高壓井和低壓井區(qū)別對待，采取高壓井與低壓井使用相應(yīng)壓力的注水設(shè)備和管網(wǎng)。

2008年7月對張?zhí)烨吞镒⑺具M(jìn)行改造，把低效的電潛泵更換為柱塞泵，同時(shí)根據(jù)各個(gè)注水井組的壓力和注水量，分別設(shè)計(jì)不同壓力的柱塞泵和管網(wǎng)，實(shí)行分壓注水，達(dá)到降低注水單耗的目的。實(shí)施分壓注水技術(shù)后，平均注水單耗由改造前的11.1度/m3降低到7.9度/m3，每年可節(jié)約用電量3.67×104度，節(jié)省電費(fèi)2.45×104RMB￥，投資回收期為2.4 a。

3.5 限壓注水工藝

姬塬油田注水站CH12層注水系統(tǒng)建于2001年，注水不久之后，注水壓力不斷升高，對注水井進(jìn)行調(diào)剖之后，注水效果有所好轉(zhuǎn)。最近注水壓力已達(dá)13.0 MPa，對注水井測指示曲線，經(jīng)計(jì)算，該井的拐點(diǎn)壓力為13.2 MPa，于是對該井進(jìn)行限壓注水工藝，把注水壓力控制在拐點(diǎn)壓力之下，調(diào)整配注量，實(shí)施限壓注水之后，取得一定的效果。平均注水單耗由改造前的10.4度/m3降低到7.1度/m3，每年可節(jié)約用電量4.13×104度，節(jié)省電費(fèi)2.77×104RMB￥。

4 結(jié)論

(1)已建注水站大多采用注水泵工藝，注水泵的排量基本可以滿足區(qū)塊配注量匹配的要求，在此基礎(chǔ)上，建議對注水泵增加變頻器、合理控制變頻器，進(jìn)一步提高效率。通過精細(xì)化管理，提高員工的節(jié)能降耗意識、現(xiàn)場合理操作，實(shí)現(xiàn)注水泵排量匹配是降低注水單耗的有效途徑［4］。

(2)繼續(xù)抓好注水系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行工作，控制生產(chǎn)運(yùn)行能耗，使整個(gè)注水系統(tǒng)在低能耗下正常運(yùn)行，爭取在最短時(shí)間內(nèi)力爭使注水單耗降低到7.7度/m3以下。

(3)強(qiáng)化責(zé)任考核，實(shí)現(xiàn)注水單耗指標(biāo)分解。依據(jù)地面工程注水系統(tǒng)動(dòng)態(tài)分析數(shù)據(jù)庫，各級地面工程技術(shù)及管理人員及時(shí)掌握注水能耗變化情況，對注水單號指標(biāo)變化大的注水站進(jìn)行現(xiàn)場調(diào)查，分析原因、制定對策、下達(dá)責(zé)任考核指標(biāo)，實(shí)施能耗指標(biāo)層層分解，把責(zé)任和壓力傳遞到每一名員工，提高員工的主觀能動(dòng)性。

(4)針對部分區(qū)塊出現(xiàn)個(gè)別單井注水壓力高或不起壓的問題，應(yīng)進(jìn)一步結(jié)合油藏工程，采油工程，地面工程三位一體的原則，采取周期注水、限壓注水以及調(diào)剖等綜合措施，進(jìn)一步降低注水單耗，解決注水系統(tǒng)問題的同時(shí)，也達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

［1］隋軍.大慶外圍低滲透油田開采技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2003:3.

［2］趙福麟.EOR原理［M］.北京:石油大學(xué)出版社，2001:7.

［3］才汝成，李曉清.低滲透油藏開發(fā)新技術(shù)［M］.北京:中國石化出版社，2004:1.

［4］馬自俊.油田開發(fā)水處理技術(shù)問答［M］.北京:中國石化出版社，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。

陳濤(1984-)，男，學(xué)士，助理工程師。2007年畢業(yè)于后勤工程學(xué)院油氣儲運(yùn)工程專業(yè)，現(xiàn)在中國石油化工股份有限公司華北分公司鹽池采油廠從事儲運(yùn)工作。E-mail:chentaoly@126.com