低滲透油田注水系統問題探討

陳 濤

（中國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問題探討

陳 濤

（中國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為背景，在分析現狀和存在問題的基礎上，提出了優化注水工藝技術，如調整注水參數和注水井網、引入調剖技術、分壓注水工藝、限壓注水技術，提高了注水效率。

低滲透油田；注水系統；泵效；注水工藝

中石化華北局所屬油田均為低壓低滲低產的三低油藏，在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[1-2]。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月份開始注水。多年注水在保證油田增產、穩產中發揮了重要作用，也暴露了一些問題。

1 注水系統現狀

1.1 注水井堵塞

張天渠油田在注水6年后，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

SY/T0005-1999油田注水設計規范第5.0.1條規定，從注水站到最遠處端點井的壓力降一般不宜大于1.0 MPa，這也是油田節能降耗的經濟技術指標。但我廠部分注水站的泵井壓差在1.5～9.5 MPa之間，遠超過規定值，嚴重影響了注水系統效率。

1.3 各個小層吸水不均勻

主力開采層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性，有可能出現個別小層的單層突進或指進。

1.4 低效泵注水

采油一隊注水站長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，注水系統效率在23%左右，泵井壓差最高達到14.8 MPa。各種參數表明，該注水站長21層的整個注水系統是在高能耗、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

我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。老油井在開發初期，控制投資較為困難；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，造成注水系統效率降低，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 地質條件不同、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/T 5329-94《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，就必須分水質、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 單井注入壓差大

我廠已開發10多年的老油田，同一油田或區塊單井注入壓力差距大。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 滲透率低、注水壓力高

區塊呈現為低滲透特性，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、姬塬油田進行調剖，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0.14萬t。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

3.1.1 注入壓力

這兩個油田所有采油井及注水井均采用壓裂投產方式，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，到一定程度后趨于穩定。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。

3.1.2 注入量與注采比

注入量是在最高注水壓力限定下，根據注采井組內的產液量來確定的，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[2]。

注采比的確定主要考慮了本油田的實際情況及國內低滲透油田的開發經驗。我局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將注采比設計為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。開發生產的實踐表明，當注采比小于1.2，尤其小于1.0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。

3.1.3 儲層吸水能力

張天渠儲層視吸水指數 30 ～ 200 m3/（d·MPa）；姬塬儲層視吸水指數 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，我們還是盡最大努力對注采井網進行了研究與調整，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：有針對性地對個別注水井采取 “周期注水” （HK20井）；根據注采響應情況和動態監測資料及時調整配注量；由于油田存水率逐步變低，注水效果變差，油田引入注水井調剖技術，起到了良好的 “穩油、控水”效果。

3.3 調剖決策和工藝

3.3.1 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。

3.3.2 調剖工藝技術

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，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。

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

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，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 kW·h/m3降低到7.9 kW·h/m3，每年可節約用電量3.67萬kW·h，節省電費2.45萬元，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21層注水系統建于2001年，注水不久后，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13.0MPa，對注水井測指示曲線，經計算，該井的拐點壓力為13.2MPa，于是對該井采用限壓注水工藝，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 kW·h/m3降低到7.1 kW·h/m3，每年可節約用電量4.13萬kW·h，節省電費2.77萬元。

4 結束語

（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[3]。

（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 kW·h/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，對注水單耗指標變化大的注水站進行現場調查，分析原因，制訂對策，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、限壓注水以及調剖等綜合措施，進一步降低注水單耗，在解決注水系統問題的同時，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.

[2]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.

[3]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.

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年畢業于重慶后勤工程學院油氣儲運工程專業，現從事油氣儲運工作。

2010-09-04