陳 濤

（中國(guó)石化華北分公司鹽池采油廠，寧夏鹽池 751500）

低滲透油田注水系統(tǒng)問(wèn)題探討

陳 濤

（中國(guó)石化華北分公司鹽池采油廠，寧夏鹽池 751500）

文章以低滲透油田注水系統(tǒng)為背景，在分析現(xiàn)狀和存在問(wèn)題的基礎(chǔ)上，提出了優(yōu)化注水工藝技術(shù)，如調(diào)整注水參數(shù)和注水井網(wǎng)、引入調(diào)剖技術(shù)、分壓注水工藝、限壓注水技術(shù)，提高了注水效率。

低滲透油田；注水系統(tǒng)；泵效；注水工藝

中石化華北局所屬油田均為低壓低滲低產(chǎn)的三低油藏，在自然能量開(kāi)采條件下，遞減率達(dá)到30%以上，必須通過(guò)注水補(bǔ)充地層能量，才能提高采收率[1-2]。張?zhí)烨吞?996年投產(chǎn)，1997年底開(kāi)始注水；姬塬油田2000年投產(chǎn)，2001年10月份開(kāi)始注水。多年注水在保證油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用，也暴露了一些問(wèn)題。

1 注水系統(tǒng)現(xiàn)狀

1.1 注水井堵塞

張?zhí)烨吞镌谧⑺?年后，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(duì)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(duì)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

SY/T0005-1999油田注水設(shè)計(jì)規(guī)范第5.0.1條規(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，這也是油田節(jié)能降耗的經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)。但我廠部分注水站的泵井壓差在1.5～9.5 MPa之間，遠(yuǎn)超過(guò)規(guī)定值，嚴(yán)重影響了注水系統(tǒng)效率。

1.3 各個(gè)小層吸水不均勻

主力開(kāi)采層CH21-2與CH21-1間的小層吸水量相差懸殊，最大相差19.35倍，反映縱向上存在著較大的非均質(zhì)性，有可能出現(xiàn)個(gè)別小層的單層突進(jìn)或指進(jìn)。

1.4 低效泵注水

采油一隊(duì)注水站長(zhǎng)21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 kW·h/m3，注水系統(tǒng)效率在23%左右，泵井壓差最高達(dá)到14.8 MPa。各種參數(shù)表明，該注水站長(zhǎng)21層的整個(gè)注水系統(tǒng)是在高能耗、低效率下運(yùn)行。

2 注水系統(tǒng)存在的問(wèn)題

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

2.1 油井分布零散

我廠的儲(chǔ)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。老油井在開(kāi)發(fā)初期，控制投資較為困難；在運(yùn)行中，各油井開(kāi)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，造成注水系統(tǒng)效率降低，注水單耗升高，同時(shí)無(wú)形之中也給后期的改造施工加大了工程量。

2.2 地質(zhì)條件不同、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/T 5329-94《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》對(duì)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，就必須分水質(zhì)、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 單井注入壓差大

我廠已開(kāi)發(fā)10多年的老油田，同一油田或區(qū)塊單井注入壓力差距大。而各個(gè)注水系統(tǒng)又相對(duì)獨(dú)立，區(qū)域內(nèi)不同壓力的注水井無(wú)法通過(guò)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 滲透率低、注水壓力高

區(qū)塊呈現(xiàn)為低滲透特性，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(kāi)始在張?zhí)烨?、姬塬油田進(jìn)行調(diào)剖，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0.14萬(wàn)t。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)

3.1.1 注入壓力

這兩個(gè)油田所有采油井及注水井均采用壓裂投產(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(chǎng)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，到一定程度后趨于穩(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(duì)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。總體上表現(xiàn)為吸水能力低，壓力擴(kuò)散慢的注水特征。

3.1.2 注入量與注采比

注入量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(lái)確定的，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[2]。

注采比的確定主要考慮了本油田的實(shí)際情況及國(guó)內(nèi)低滲透油田的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)。我局各油田注水前均經(jīng)過(guò)了較長(zhǎng)期的自然能量開(kāi)采，地層虧空大，所以注水初期視情況將注采比設(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(kāi)發(fā)生產(chǎn)的實(shí)踐表明，當(dāng)注采比小于1.2，尤其小于1.0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(guò)大的注采比容易導(dǎo)致注入水單向突進(jìn)，使油井過(guò)早水淹。

3.1.3 儲(chǔ)層吸水能力

張?zhí)烨?chǔ)層視吸水指數(shù) 30 ～ 200 m3/（d·MPa）；姬塬儲(chǔ)層視吸水指數(shù) 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(chǔ)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，我們還是盡最大努力對(duì)注采井網(wǎng)進(jìn)行了研究與調(diào)整，從近幾年來(lái)的開(kāi)發(fā)情況看，注采井網(wǎng)的選擇是合適的。

注水過(guò)程中，為了提高注水利用率，主要做了以下工作：有針對(duì)性地對(duì)個(gè)別注水井采取 “周期注水” （HK20井）；根據(jù)注采響應(yīng)情況和動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料及時(shí)調(diào)整配注量；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、控水”效果。

3.3 調(diào)剖決策和工藝

3.3.1 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(duì)各種因素進(jìn)行綜合分析決策，即多因素綜合決策。

3.3.2 調(diào)剖工藝技術(shù)

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，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。

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(lái)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

2008年7月對(duì)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，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 kW·h/m3降低到7.9 kW·h/m3，每年可節(jié)約用電量3.67萬(wàn)kW·h，節(jié)省電費(fèi)2.45萬(wàn)元，投資回收期為2.4年。

3.5 限壓注水工藝

姬塬油田注水站長(zhǎng)21層注水系統(tǒng)建于2001年，注水不久后，注水壓力不斷升高，對(duì)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)13.0MPa，對(duì)注水井測(cè)指示曲線，經(jīng)計(jì)算，該井的拐點(diǎn)壓力為13.2MPa，于是對(duì)該井采用限壓注水工藝，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 kW·h/m3降低到7.1 kW·h/m3，每年可節(jié)約用電量4.13萬(wàn)kW·h，節(jié)省電費(fèi)2.77萬(wàn)元。

4 結(jié)束語(yǔ)

（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(duì)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(guò)精細(xì)化管理，提高員工的節(jié)能降耗意識(shí)，現(xiàn)場(chǎng)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[3]。

（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(zhēng)取在最短時(shí)間內(nèi)力爭(zhēng)使注水單耗降低到7.7 kW·h/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(kù)，各級(jí)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(duì)注水單耗指標(biāo)變化大的注水站進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，分析原因，制訂對(duì)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(duì)部分區(qū)塊出現(xiàn)個(gè)別單井注水壓力高或不起壓的問(wèn)題，應(yīng)進(jìn)一步遵循油藏工程、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，在解決注水系統(tǒng)問(wèn)題的同時(shí)，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

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

[2]才汝成，李曉清.低滲透油藏開(kāi)發(fā)新技術(shù)[M].北京：中國(guó)石化出版社，2004.

[3]馬自俊.油田開(kāi)發(fā)水處理技術(shù)問(wèn)答[M].北京：中國(guó)石化出版社，2003.

Discussion about Problems in Low Permeability Oil Field Water Injection System

CHEN Tao（Yanchi Oil Production Factory of North China Branch,SINOPEC,Yanchi 751500,China）

Taking the water injection system of low permeability oilfield as the study background,this paper analyzes the current situation and existing problems in water injection,brings forward the water injection process optimization with respect to regulating water injecting parameters and water injecting well network,applying techniques of profile control,water injecting with differential pressure process and water injecting with limiting pressure technigue.Thus the water injecting efficiency is raised significantly.

low permeability oilfield;water injection system;pump efficiency;water injecting process

TE357.6

B

1001－2206（2011）04－0070－03

陳 濤 （1984-），男，四川南充人，助理工程師，2007年畢業(yè)于重慶后勤工程學(xué)院油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事油氣儲(chǔ)運(yùn)工作。

2010-09-04