低滲透油田注水系統問題探討

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.西南石油大學研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大學能源學院，四川成都 610059)

低滲透油田注水系統問題探討

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.西南石油大學研究生院，四川 成都 610500;3.成都理工大學能源學院，四川成都 610059)

目前注水系統現狀存在的問題主要是注水井堵塞、泵井壓差大、各個小層吸水不均勻、低效泵注水和注水泵效低等。注水系統存在的問題包括油井分布零散、注水井布局不合理、同一區域由于地質條件不同而注水差異大，注水井壓力差異大、注水系統設備老化和自動化程度低等。該文以低滲透油田注水系統為背景，從注水參數、注采井網適應性、調剖決策施工工藝技術、分壓注水工藝和限壓注水工藝方面對優化注水工藝技術及效果進行了系統的分析，并提出幾點認識。

低滲透油田 注水系統 泵效 注水工藝

中國石化集團華北石油局所屬油田均為低壓低滲低產的“三低”油藏，自然能量開采條件下，遞減率達到30%以上，必須通過注水補充地層能量，才能提高采收率［1］。張天渠油田1996年投產，1997年底開始注水;姬塬油田2000年投產，2001年10月份注水，注水為油田增產和穩產做出了貢獻。然而，在“三低”的條件下，注水系統存在著各種問題，但油田要穩產，注水工作必不可少。因此，如何解決低滲透油田的注水系統問題就成了目前的關鍵所在。

1 注水系統現狀

1.1 注水井堵塞

張天渠油田在注水6 a后，注水壓力不斷上升，個別井甚至達到17.5 MPa，接近地層破裂壓力。根據注水指示曲線及生產動態分析，認為近井地帶發生了堵塞。于2002年對該油田的D977注水井進行了活性水壓裂解堵作業，該工藝實施后，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%，有效期達到6個月以上。2009年4月，對HK20井進行非線性波解堵作業，井口注水壓力降低了20%，但有效期太短，不到2個月。

1.2 泵井壓差大

油田注水設計規范SY/T0005-1999《注水管道直徑的確定》規定，從注水站到最遠處端點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，泵井壓差遠超過規定值。監測資料表明，多井配注流程的注水系統，管網壓力損失在1～5 MPa(遠超過了規定的0.5 MPa)，嚴重影響了注水系統的效率。

1.3 各個小層吸水不均勻

1.4 低效泵注水與注水泵效低

采油一隊注水站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，注水系統效率在23%左右，泵井壓差最高達到14.8MPa。各種參數表明，該注水站CH21層的整個注水系統是在高能耗和低效率下運行。

2 注水系統存在的問題

張天渠油田經過10多年時間的注水開發，注采矛盾突出，吸水剖面平面、縱向問題較為嚴重，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，但油井分布仍然十分零散。油田的多年滾動擴邊，造成注水系統面積不斷擴大，注水系統在運行中各油井開發時段內注水量的波動，使泵排量與注水量難以匹配，有些局部負荷過重，造成注水系統脫離高效區致使注水系統效率下降，注水單耗升高，同時無形之中也給后期的改造施工加大了工程量。

2.2 同一區域注水差異大

同一油田區塊的地質條件也各不相同，使得地面同一區域注水差異大。鑒于此，根據SY/T5329-94《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》對注水水質標準進行控制。而各個井組的注水壓力不同，就必須得分水質和分壓力注水，這就要求地面工程規劃設計時需要分別建設注水系統，使初期投資及后期運行維護費用增加。

2.3 注水井壓力差異大

同一油田或區塊，單井注入壓力差距大。目前鹽池采油廠已開發10多年的老油田多通過老去滾動擴邊挖潛而開發低滲透油藏儲層，與老區井物性差異大，注水壓力差異大，或因斷層發育、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、低壓注水井節流嚴重，能量損失大。而各個注水系統又相對獨立，區域內不同壓力的注水井無法通過管網進行調配，注水泵只能滿足最高注水壓力的需求，如張天渠油田注水系統，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，造成整個注水系統效率降低。

2.4 注水系統設備老化與自動化程度低

注水系統設備投產使用時間長，結垢、腐蝕穿孔嚴重，壓力損失大造成系統效率低，腐蝕穿孔影響注水量和注水壓力。在多數注水站，一些部位全靠人工操作，系統根本無法達到最佳運行狀況。因注水井水量、壓力等參數的調整頻繁，且注入壓力的不同，使注水干線壓力常常忽高忽低，人工調整困難。

另外，由于區塊呈現為低滲透特性，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，使得注水系統設施的使用壽命大幅度縮短，地面建設工程量加大、管理難度增加，同時也使注水單耗升高，注水運行成本增加。

3 優化注水工藝技術及效果分析

為了穩油控水，從2002年起，開始在張天渠和姬塬油田進行調剖［2］，取得了較好的效果，尤其是姬塬油田增產、穩產效果明顯，當年增油0.14×104t。2003年度產量遞增，2004年度綜合遞減率保持在10%以下。

3.1 注水參數

(1)注入壓力:這兩個注水開發油田所有采油井及注水井均采取的是壓裂投產方式，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%，注水正常后則以現場指示曲線拐點壓力做為最高注水壓力。

注水的實際情況表明，隨時間的推移，注水壓力、啟動壓力均在逐漸增加，呈現出低滲地層的典型特征，另外還發現拐點壓力也在不斷上升，到一定程度后趨以穩定。目前部分注水井在達不到配注量的情況下注水壓力已達17 MPa左右，雖然對個別井已經采取了一些增注措施，但降壓幅度及有效期均不很理想。總體上表現為吸水能力低，壓力擴散慢的注水特征。

(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，根據注采井組內的產液量來確定配水量，一般情況下注采比取1.2左右。如果達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際情況及國內低滲透油田的開發經驗。各油田注水前均經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計為2.0～2.2，以盡快恢復地層能量，地層能量明顯恢復時調為1.5左右，并逐漸調為1.2左右。開發生產的實際表明，當注采比小于1.2，尤其小于1時，油田產量明顯下降，大于1.2時產液量明顯增加，但過大的注采比容易導致注入水單向突進，使油井過早水淹。

(3)儲層吸水能力:張天渠儲層視吸水指數為30～200 m3/(d·MPa);姬塬儲層視吸水指數為20～136 m3/(d·MPa)。井間數值相差很大，每口井不同時期相差也很大，這可能和儲層存在人工裂縫或微裂隙有很大關系。

3.2 注采井網適應性分析

在困難復雜的井網條件下，還是盡最大努力對注采井網進行了研究與部署。從近幾年來的開發情況看，注采井網的選擇是合適的。

注水過程中，為了提高注水利用率，主要做了以下工作:(1)有針對性的對個別注水井(HK20井)采取“周期注水”;(2)根據注采響應情況和動態監測資料及時調整配注量;(3)由于油田存水率逐步變低，注水效果變差，油田引入注水井調剖技術，起到了良好的“穩油和控水”效果。

3.3 調剖決策與施工工藝技術

(1)調剖選用RE決策技術:該技術基于油藏工程研究，包括靜態地質研究和注采動態研究，首先進行單因素決策，在單因素決策基礎上對各種因素進行綜合分析決策，即多因素綜合決策。

(2)調剖工藝技術:①其機理是利用高分子聚合物，從注水井進行有效封堵高滲透層段，注水時水流方向將發生改變而流向受阻力小的中低滲透層，可調整注水層段的吸水剖面，從而達到提高波及程度、擴大水驅面積的效果;②調剖后效果:吸水指數明顯降低，啟動壓力上升;吸水剖面由原來的單一較薄的吸水段變為整體均勻吸水;增產效果明顯。DJ3023井組月產量由調剖前的320 t上升到年末的640 t。

3.4 分壓注水工藝

注水系統管轄區內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管網的注水壓力，則節能損失將大大增加。這時應把高壓井和低壓井區別對待，采取高壓井與低壓井使用相應壓力的注水設備和管網。

2008年7月對張天渠油田注水站進行改造，把低效的電潛泵更換為柱塞泵，同時根據各個注水井組的壓力和注水量，分別設計不同壓力的柱塞泵和管網，實行分壓注水，達到降低注水單耗的目的。實施分壓注水技術后，平均注水單耗由改造前的11.1度/m3降低到7.9度/m3，每年可節約用電量3.67×104度，節省電費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層注水系統建于2001年，注水不久之后，注水壓力不斷升高，對注水井進行調剖之后，注水效果有所好轉。最近注水壓力已達13.0 MPa，對注水井測指示曲線，經計算，該井的拐點壓力為13.2 MPa，于是對該井進行限壓注水工藝，把注水壓力控制在拐點壓力之下，調整配注量，實施限壓注水之后，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，每年可節約用電量4.13×104度，節省電費2.77×104RMB￥。

4 結論

(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塊配注量匹配的要求，在此基礎上，建議對注水泵增加變頻器、合理控制變頻器，進一步提高效率。通過精細化管理，提高員工的節能降耗意識、現場合理操作，實現注水泵排量匹配是降低注水單耗的有效途徑［4］。

(2)繼續抓好注水系統的優化運行工作，控制生產運行能耗，使整個注水系統在低能耗下正常運行，爭取在最短時間內力爭使注水單耗降低到7.7度/m3以下。

(3)強化責任考核，實現注水單耗指標分解。依據地面工程注水系統動態分析數據庫，各級地面工程技術及管理人員及時掌握注水能耗變化情況，對注水單號指標變化大的注水站進行現場調查，分析原因、制定對策、下達責任考核指標，實施能耗指標層層分解，把責任和壓力傳遞到每一名員工，提高員工的主觀能動性。

(4)針對部分區塊出現個別單井注水壓力高或不起壓的問題，應進一步結合油藏工程，采油工程，地面工程三位一體的原則，采取周期注水、限壓注水以及調剖等綜合措施，進一步降低注水單耗，解決注水系統問題的同時，也達到節能降耗的目的。

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

［2］趙福麟.EOR原理［M］.北京:石油大學出版社，2001:7.

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

［4］馬自俊.油田開發水處理技術問答［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，學士，助理工程師。2007年畢業于后勤工程學院油氣儲運工程專業，現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工作。E-mail:chentaoly@126.com