南一區西部套損區壓力調控方法研究

李曉倩（大慶油田第一采油廠第五油礦工藝隊，黑龍江 大慶 163000）

南一區西部套損區壓力調控方法研究

李曉倩（大慶油田第一采油廠第五油礦工藝隊，黑龍江 大慶 163000）

2006年-2013年，南一區西部受鉆降、注聚等影響，區域壓力大幅波動，導致區域第三次大面積套損，注采嚴重不完善，區域壓力下降，區塊開發形勢變差。近年來，我們逐漸認識到，合理調整注水、產液結構，做好壓力調控，是防控套損的有效方法。自2013年以來，南一區西部“以縮小平面壓力差異、保持注采平衡為主旨，以調整區域、井間、層間壓力為目的”，進行了區塊的綜合調整，不但有效控制了套損，并且減緩區塊的遞減，取得了較好的開發效果。

1 區塊開發基本情況

南一區西部套損區包括甲塊、乙塊兩個區塊，1960年水驅投產，2006年開始注聚，共計開采6套層系，歷史上共計發生3次大面積套損，截止2013年12月油水井共計706口，其中采油井501口，日產液21932t,日產油1737t,綜合含水92.08%，沉沒度232m；注水井205口，注水量21663m3，注采比0.96，受套損影響，地層壓力僅為7.56MPa，總壓差-2.8 MPa。

1979-1985年南一區西部發生第一次套損高峰；1998-2002年第二次套損高峰；2008年以來第三次套損高峰，2011年套損井數達到峰值195口，2013年水驅年遞減幅度達到18.3%。套損導致注采不完善，氣油比大，地層脫氣現象嚴重。

2 套損原因及認識

通過下圖可以看出，套損層位朱要集中在嫩二段標準層占58.19%，薩0-薩II4層段站那14.4%，其他層位分布較少，

2.1 區域間地層壓力低，壓差大

2008年以來，南一區西部經歷鉆降、注聚、控水控液等多次調整，壓力變化較大，區域間壓差大，2013年下降到7.56MPa，總壓差達到-2.86MPa。尤其是2009年西西塊注聚、2011年西東塊注聚，年注水壓力分別上升4.48 MPa、2.56 MPa，加速地層失穩，造成套損。

2.2 平面上壓力分布不均衡

乙塊南部壓力8.5 MPa，北部壓力7.0 MPa，南北壓差達到1.5 MPa；甲塊壓力7.3 MPa，甲塊與乙塊南部壓差達到1.2 MPa。并且從井組注采比分級看，高低井組注采比比例均較大，說明壓力不均衡；從水驅沉沒度等值圖看，沉沒度水平逐年下降，并且存在異常高壓井區。

2.3 層間存在浸水域進水通道及異常高壓層

油層部位套損主要是注采關系不合理造成的異常高壓層，存在注大于采、厚注薄采的現象；油頁巖標準層進水、形成高壓浸水域，使其抗剪強度下降，發生層面滑動。

3 南一區壓力調控方法研究

通過以上分析我們認識到，合理的壓力調控是保證套損區穩定的有效方法，自2013年以來，在注水井全面查套消滅進水源頭的基礎上，“以縮小平面壓力差異、保持注采平衡為主旨，以調整區域、井間、層間壓力為目的”，進行了油水井的綜合調整，有效控制套損，并且減緩區塊的遞減。

調整總思路：縮小區域壓差，調整平面壓力，控制異常高壓層。最終實現，地層壓力穩定，區域壓差縮小，套損區不外擴。

3.1 逐步恢復區域壓力，縮小區塊內部及區塊間壓差

針對南一區西部乙塊壓力南高北低，甲、乙塊壓差大的矛盾，制定“穩甲塊、穩中部、提北部、控南部”的調整思路。根據壓力系統調整原則，制定了各階段壓力調整界限和標準。不超破裂壓力，注聚前留有適當壓力空間，注聚后壓力平穩上升，見效高峰期達到最高值，停聚后不降；注聚前及注聚初期保持高流壓，見效階段高含水高流壓，含水回升期后高采聚濃度高流壓；全過程高于飽和壓力、保持在原始地層壓力附近三年來，針對“兩穩一提一控”水井共計調整440井次；水井共計調整1032井次。

3.1.1 同時對套損區320口注水井全面查套，消滅進水源頭。五礦地區套損區查套320口，終止152口，終止率47.6%。

3.1.2 對核心區第一排注水井下調水量30%，避免形成壓降漏斗。

3.1.3 對乙塊南部高壓區實施周期注水，有效降低南部壓力。

3.2 平衡井間壓力，調整高、低壓井區

以“改變井間液流方向，平面均衡動用程度”為目標，結合“一圖、一程序、兩個原則”進行分析調整。調整原則：采油井高含水井以縮小生產壓差、堵水進行控水，低含水井及時放大生產壓差；注水井高吸水層以調剖、細分控制小層注水，低含水層進行壓裂、酸化改造。

2013年-2016年，針對流壓控制圖油井共計進行調整759井次，其中換大泵35口井，壓裂24口井，上調參231井次，下調參344井次，間抽125井次；水井結合注采比程序，引進了地層系數參與劈分計算，使計算注采比更加準確，三年來共計調整176井次，其中針對高注采比進行調整68井次，低注采比進行調整108井次。

3.3 合理調整注采結構，逐步消滅異常高壓層

治理異常高壓層的工作思路是“泄、調、控兼顧，以控為主”，油水井同步調整，并且必須采取多口水井同時控注。

（1）“泄壓”的主要做法。主要通過在套損集中的的高壓井區，選擇13口報廢井利用淺層補孔泄壓；在高壓區實施油井壓裂泄壓，結合動靜態資料進行選層。

（2）“調整”的主要做法。針對注大于采，連通套損層位注水強度大于4.0m3/d.m層段控注；針對厚注薄采，下調注水井8口，注水強調控制在4m3/d.m以內。

（3）“控制”的主要做法。對薩Ⅱ4以上井段的注水強度大于4.0m3/d.m的調整31口井；修復水井套損層位停注10口井；對套損修復的油井，控制對應層段注水強度10口井；對高含水、高壓層堵水11口井。

治理高套壓井，降低非油層進水風險。放套壓驗證，利用罐車對93口套壓6MPa以上井進行放套壓驗證；重新釋放對套壓放不凈的18口井組織重新釋放；作業處理：對釋放不成功的8口井作業重配。

4 取得效果

通過對對南一區西部進行綜合壓力調整后，取得了一些明顯效果：

（1）全區壓力穩步回升，總壓差逐漸縮小。2016年，區域壓力上升到8.2MPa，與2013年對比上升了0.64 MPa，總壓差由-2.8 MPa縮小到-2.2 MPa。

（2）注采比得到恢復，沉沒度水平回升。2016年全區注采比為1.15，與2013年對比上升了0.23；全區沉沒度水平由232m上升到245m，上升了23m。

（3）區塊內部及區塊間壓差縮小。乙塊南北壓差由由1.5 MPa↘0.5MPa；甲塊與南部壓差由1.2 MPa↘0.4MPa。

（4）水驅油層動用程度提高。2016年水驅動用程度50.37%，與2015年對比，上升了7.58%。

（5）井間壓力相對均衡，高壓井點減少。從沉沒度等值圖看，局部高壓井區減少。

（6）區塊套損井數下降，套損形勢趨于穩定。通過三年的綜合治理，2016年套損井數下降到4口。

（7）區塊開發形勢向好。通過三年的綜合治理，水驅半年遞減4.5%，遞減逐漸下降。