提壓增注技術在渤海油田的先導試驗與應用

鄒德昊，柴世超，阮新芳，楊友國，李 想

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300457）

墾利K油田已投注水井16口，其中有7口注水井在投注后六個月內出現了注入壓力快速上升至總體開發方案中井口最大注入壓力的現象，且5口注水井欠注嚴重，開發效果受到較大影響。隨后進行了一系列常規氧活化測試（注入壓力在15.00 MPa的條件下），測試結果表明，共54個小層未達到配注要求，占總儲量的10%左右。造成注水井小層未達到配注要求的主要原因是儲層物性較差，未達到油藏配注的小層主要集中在儲層厚度小于1.00 m、滲透率小于 50.00 ×10-3μm2的非主力儲層，這些儲層占注水井總厚度的20%左右。如何讓這類小層開始吸水，提高水驅動用儲量，有效提高油田的采收率，值得深入研究。

1 破裂壓力

渤海油田共有油氣田42個，其中注水開發油田占85%，根據《海上采油工程手冊》對注水壓力的要求，注水井井底注水壓力取注水井段地層破裂壓力的80%～90%作為最大允許井底注入壓力[1-3]：

式中，!"為井口注入壓力，MPa；#為安全系數；$為破裂壓力，MPa；%&為油管摩阻壓力，MPa；'&配水嘴壓力損失，MPa；")為液柱壓力，MPa。

注水井井底壓力超過儲層破裂壓力時，可能引發注水水竄、套管損壞、注水突破斷層、降低油藏波及系數等隱患。根據《海上采油工程手冊》中相關注水井管理要求，井口注入壓力需嚴格按照各油田總體開發方案中的最大注入壓力執行。

墾利K油田總體開發方案中，破裂壓力采用兩種經驗公式計算，為安全考慮，定向井深度取最上層砂體深度，破裂壓力選取經驗公式計算結果的85%，沙河街油組破裂壓力為57.00 MPa，利用以上公式，計算得到井口最大注入壓力15.60 ～17.70 MPa。由于該油田注水井欠注問題的日漸凸顯，按照現有井口最大注入壓力，無法滿足油藏配注需求，嚴重影響了油田的開發效果，從而引出了海上油田提壓增注技術的探索和設想。

為證實墾利K油田總體開發方案中設計的井口最大注入壓力過于保守，提壓增注技術在海上油田的應用過程中，符合總體開發方案中對地層破裂壓力和井口最大注入壓力的要求。本文首先從現場試驗角度出發，選取墾利K油田的注水井作為先導試驗井，證實提壓增注技術的可行性和可靠性[4-6]。

2 提壓增注礦場試驗

2.1 提壓試驗

以墾利K油田兩口注水井A1、A5井為例，注水層位均為沙河街組，A1井注水總厚度17.00 m，平均滲透率 34.60×10-3μm2，配注量 300.00 m3/d，井口注入壓力15.00 MPa下日注入量49.00 m3；A5井注水總厚度27.4 m，平均滲透率76.9×10-3μm2，配注量250 m3/d，井口注入壓力15.00 MPa下日注入量150.00 m3。使用泥漿泵作為井口提壓設備，分別在井口注用泥漿水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進行了氧活化測試，吸水指數曲線[7-8]見圖1、圖2。

圖1 A1井吸水指數曲線

圖2 A5井吸水指數曲線

根據吸水指數曲線數據計算表明，在井口注入壓力達到25.00 MPa（即井底壓力49.00 MPa）時，A1井吸水指數由試驗前的27.62 m3/（MPa·d），提高到71.94 m3/（MPa·d）；A5井吸水指數由試驗前的56.50 m3/（MPa·d），提高到133.33 m3/（MPa·d）。試驗說明了隨著井口注入壓力的升高，兩口注水井的吸水能力都在不斷提高，但是吸水指數曲線未出現明顯拐點，證明注水層位沒有被壓開。當井底壓力49.00 MPa時，能夠滿足兩口注水井的配注需求，并且井底流壓不會超過儲層破裂壓力。

為進一步證實提壓增注技術安全可靠，對A5井進行了單層提壓試驗。A5井第四小層注水總厚度6.50 m，平均滲透率 24.47×10-3μm2，日配注量150.00 m3，井口注入壓力15.00 MPa下小層不吸水。當井口壓力提高至 30.50 MPa時，從吸水指數曲線（圖3）可以看到，曲線沒有出現明顯拐點，證明井底流壓仍沒有超過儲層破裂壓力，單層日注入量達到 120.00 m3。

提壓試驗證明，在100.00～1 200.00 m3/d平均配注量下對應的井口壓力限壓在13.00～23.80 MPa。墾利 K油田總體開發方案中注水井井口限壓 15.00 MPa，完全存在6.20～10.00 MPa的提壓空間，提壓注水具有可行性。

圖3 A5井第四層吸水指數曲線

2.2 溢流風險分析

選取墾利K油田B3井組進行了壓降漏斗試驗，該井組一注三采（B3/B4/B5），注水層位為沙河街組沙三段油組，儲層平均孔隙度21.20%，平均滲透率 414.50×10-3μm2。

對B3井組進行了干擾試井測試：B3井停注一周時間，B4井井底流壓下降1.30 MPa；恢復注水后，注入壓力由14.00 MPa提升至16.00 MPa，B4井井底流壓上升了1.43 MPa，試驗證實該井組儲層連通性較好，如圖4所示。

圖4 B4井干擾試井流壓變化

根據墾利K油田沙河街組的實際地層物性，建立油藏數值模擬機理模型，設計井深為2 500.00 m，1注1采，注采井距為300.00 m，模擬注水井井口注入壓力分別為15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種情況下，注水井井底壓力的壓降漏斗。數值模擬結果表明，在井口注入壓力 25.00 MPa，地層靜壓20.00 MPa（井底流壓45.00 MPa）時，平面上距離井底16.00 m的位置，流壓下降至25.00 MPa（原始地層壓力），壓力下降了44%。也就是說墾利K油田與海底斷層距離（110.00 m）最短的注水井，從井底至斷層壓力將衰減至20.40 MPa，遠低于原始地層壓力的25.00 MPa，無溢流風險，提壓增注技術安全可靠。

3 提壓增注效果評價

A1井是墾利K油田2井區的一口注水井，分別在注水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進行了氧活化測試，不同工作制度下吸水狀況對比見表1。

通過提壓增注可以看到，儲層物性的好壞是影響小層吸水能力的主要因素。隨著井口注入壓力的不斷提高，吸水小層的啟動層數不斷增多，吸水量不斷增加。井口注入壓力達到20.00 MPa時，A1井滿足全井段配注總量需求，E2s3MI油組仍有不吸水小層；在井口注入壓力達到25.00 MPa時，A1井滿足全井段配注總量需求，11個小層全部吸水。證明提壓增注技術可以有效解決注水井欠注問題，效果好。

表1 A1井三種工作制度下吸水狀況對比

根據墾利K油田平臺現有注水泵、注水管線及海管最大承壓能力，將2井區注水井井口的注入壓力最大提升至18.30 MPa，3口欠注水井共計增加注入量601.00 m3/d，增注效果明顯，井區地層壓力穩中有升（圖5），增加水驅動用原油地質儲量69.30×104m3。

圖5 墾利K油田沙河街油組2井區地層壓力

對比注水井注入壓力為 15.00 MPa的方案，提高注入壓力后全油田預計增加水驅動用原油地質儲量180.70×104m3，累增油25.40×104m3，提高采收率0.90%。

4 結論

（1）首次在渤海油田進行“提壓增注”試驗，并在試驗井區取得了較好應用效果，具有較高的推廣價值。通過提壓試驗、壓降漏斗研究，驗證了提壓增注技術在海上油田應用的可行性。

（2）各油田具體情況不同，影響破裂壓力的因素眾多，在實施提壓注水時應進一步詳細分析各井的情況，以確定合理井口限壓。

（3）提壓注水實施過程中必須加強對注水井和生產井地層壓力的監測，根據壓力監測情況調整注水量及產液量，保證注采平衡，避免出現局部異常高壓，避免出現溢油風險。