孤島油田高壓區(qū)域壓力分布及降壓調(diào)整對(duì)策

陶麗芳 周剛

摘 要：油水井作業(yè)高壓?jiǎn)栴}一直是作業(yè)、采油共同面對(duì)的難題，本文結(jié)合本站實(shí)際情況，對(duì)不同單元地層高壓形成的原因進(jìn)行了詳細(xì)分析和研究，在此基礎(chǔ)上從油藏、地面兩方面出發(fā)，提出了合理可行的降低地層壓力的方法，具有一定的借鑒意義。

關(guān)鍵詞：高壓；儲(chǔ)層差異性；油藏；地面

油水井作業(yè)過(guò)程中經(jīng)常會(huì)出現(xiàn)由于地層壓力高無(wú)法順利進(jìn)行作業(yè)施工的情況，遇到此類情況，必須采取有效的措施進(jìn)行降壓，減少地層外溢。為了能順利作業(yè)，平時(shí)工作中我們主要通過(guò)三種方式來(lái)達(dá)到目的，一是壓井作業(yè)；二是計(jì)關(guān)鄰近水井或降低鄰近水井注入量；三是先放噴后作業(yè)。這樣會(huì)造成諸多不利的后果，如：增加成本、延長(zhǎng)作業(yè)占井周期、造成地層污染（造成損失產(chǎn)能）、井組產(chǎn)量下降、影響下步措施的實(shí)施等。所以解決高壓油水井作業(yè)上修問(wèn)題意義重大、刻不容緩。

1 高壓區(qū)域形成的原因

要解決油水井作業(yè)高壓?jiǎn)栴}，首先要找出造成地層高壓的原因，再“對(duì)癥下藥”，解決問(wèn)題。結(jié)合本站實(shí)際情況，總結(jié)出造成地層高壓的原因如下：

1.1儲(chǔ)層差異性及油水井動(dòng)態(tài)變化雙重作用導(dǎo)致地層高壓

二區(qū)是我隊(duì)的一個(gè)高壓區(qū)塊，在作業(yè)過(guò)程中外溢情況普遍，有些油井拔出繞絲后轉(zhuǎn)自噴（如：GO2-18-60），有些井在射開(kāi)層位后放噴（如：GO19-261），還有些井是在油管漏失后自噴（如：GO2-19-59、GO2-23-67）。截止目前有5口自噴井；有8口最后一次作業(yè)用鹵水壓井，有15口井近三次作業(yè)都用鹵水壓井。

二區(qū)以河道微相沉積為主，巖性主要為細(xì)、粉砂巖，平均有效厚度4.1米，平均孔隙度33.5%，空氣滲透率1300×10-3μm2 。二區(qū)館上段有四個(gè)砂層組，23個(gè)小層，各層層內(nèi)、層間分布狀態(tài)與厚度相差較大。

在這23個(gè)小層中，主力層7個(gè)，其中厚油層主要集中在53、54、55、62小層。這些主力油層整體呈現(xiàn)層狀油藏特點(diǎn)，但局部差異性大。如二區(qū)館五，54層儲(chǔ)層厚度、滲透率都要好于53、55層，在54層內(nèi)靠近斷層邊部、砂體邊部有效厚度、滲透率相對(duì)較小。

儲(chǔ)層層間和局部有效厚度、滲透性差異是地層高壓形成的重要因素，但是在后期開(kāi)發(fā)過(guò)程中油水井對(duì)地層的改造及注采不均衡也是高壓成因的要素。

二區(qū)從2004年12月至2010年12月期間實(shí)施聚合物采油，從2010年12月16日開(kāi)始該區(qū)塊注聚水井相繼改為注水。水井的注入情況、油井的采出情況及水線都發(fā)生了改變，地層也出現(xiàn)了不同程度的堵塞，出現(xiàn)了高壓層、高壓區(qū)域。

如GO2-19-261，該井是二區(qū)的一口水井，光油管注水，注水層位NGS53。該井雖然投產(chǎn)后未曾注聚，但它位于GO2-19-61、GO2-19-260之間的水線上，而GO2-19-61、GO2-19-260曾是注聚水井，所以GO2-19-261在新投射孔時(shí)放噴，且出聚合物；在轉(zhuǎn)注作業(yè)時(shí)放噴，用相對(duì)密度1.26的鹵水壓井；由于前期的注聚堵塞，導(dǎo)致目前水井注入壓力高，必須用增壓泵增壓才能正常注入，完成日配90m3。

GO2-19-264，目前液量90噸/天，動(dòng)液面620米，雖然有100米的沉沒(méi)度，但功圖顯示是供液不足，桿斷后撈桿不成功，主要是因?yàn)榈貙訅毫Ω?，無(wú)法壓井。在檢泵作業(yè)中，采用相對(duì)密度為1.22的鹵水壓井，對(duì)應(yīng)水井GO2-18-163計(jì)關(guān)，而且從最后一次作業(yè)來(lái)看地層靜壓16.727Mpa。從平面上看該井對(duì)應(yīng)一口水井，對(duì)應(yīng)關(guān)系良好；從地層靜壓來(lái)看，該井地層能量充足，但是該井生產(chǎn)時(shí)卻供液不足，通過(guò)分析我們認(rèn)為該井供液不足的原因主要是由注聚后期地層有不同程度的堵塞造成的。

二區(qū)地層高壓是儲(chǔ)層先天不均質(zhì)性與后天動(dòng)態(tài)變化的結(jié)果。

1.2儲(chǔ)層發(fā)育良好，油水井之間連通性好，長(zhǎng)期高采出、高注入，導(dǎo)致整個(gè)層系高壓

我隊(duì)六區(qū)西北主力層屬于河道微相沉積，儲(chǔ)層厚度大（平均砂厚12.0米，有效厚度9.0米），滲透率高（平均滲透率1550），油水井之間連通性很好。開(kāi)發(fā)早期以來(lái)六區(qū)西北油井的采液強(qiáng)度和水井注水強(qiáng)度就比較高，目前單井日液72.6噸，水井單井日注145方，目前注采比為1.07，截止2015.9份累積注采比為1.12，目前該區(qū)塊平均地層壓力14.62Mpa。該區(qū)塊目前有4口自噴井。

六區(qū)西北地層壓力高，能量充足是儲(chǔ)層原始特性與后期油水井長(zhǎng)期動(dòng)態(tài)變化的結(jié)果。

如我隊(duì)的GO6-29-554，該井目前單采55層放噴，砂層厚度9.3米，有效厚度7.6米，平均空氣滲透率為3592*10-3um2，該井目前日液80噸，日油0.5噸，綜合含水為88.3%，液面井口。

該井在15.1月作業(yè)過(guò)程中壓不住井，采用相對(duì)密度1.22的鹵水壓井，未壓住，剛關(guān)井測(cè)得套壓1.0MPa，關(guān)井10分鐘后壓力升至2.5MPa，關(guān)井四小時(shí)壓力升至6.5MPa，截止到目前為止該井仍自噴，作業(yè)無(wú)法搬上；深入分析得出導(dǎo)致該井高壓的主要原因是鄰近油井的動(dòng)態(tài)變化改變了原來(lái)的流線，加劇了該井周?chē)貙幽芰康亩逊e。

GO6-29-2555生產(chǎn)NGS55層，2014年12月以前正常生產(chǎn)時(shí)液量136.8噸/天，從2014年12月至15.5月該井由于出砂逐漸停噴，原來(lái)GO6-29-2555方向的水線也向29-2554方向改變。

GO6-29-554鄰近油井GO6-29-2555的采液強(qiáng)度的降低改變了原來(lái)形成的流線方向，水線向GO6-29-554推進(jìn)，而GO6-29-554的采液強(qiáng)度并沒(méi)有很大幅度的提高，所以加劇了該井及周?chē)貙訅毫Φ纳仙?/p>

2 油藏與地面結(jié)合，解決地層高壓?jiǎn)栴}

高壓區(qū)域、高壓層系的形成不是一朝一夕的，而是一個(gè)長(zhǎng)期累積的過(guò)程，要想從根本上解決這一問(wèn)題同樣是一個(gè)漫長(zhǎng)的過(guò)程，但是面對(duì)現(xiàn)已形成的高壓層，在作業(yè)過(guò)程中如何盡快的放掉壓力，使作業(yè)施工能夠順利進(jìn)行，這就需要我們結(jié)合油藏、地面，雙管齊下解決問(wèn)題。

2.1分區(qū)塊因井制宜，解決地層高壓?jiǎn)栴}

二區(qū)就目前的現(xiàn)狀來(lái)看，由于儲(chǔ)層厚度較小，連通性差，壓力釋放過(guò)程緩慢，一般需要較長(zhǎng)時(shí)間。對(duì)于這種高壓井我們根據(jù)壓力情況，在井口安裝不同排量的陳氏螺桿泵，加大生產(chǎn)壓差，提高油井采液量，加快壓力的釋放。

六區(qū)西北由于儲(chǔ)層厚度大，滲透率高，壓力釋放一般較快，對(duì)于這類高壓井，我們?cè)谧鳂I(yè)前2-3天開(kāi)始放壓工作。如GO6-29-2555，該井正常生產(chǎn)時(shí)日產(chǎn)液量在 140噸左右，躺井后也有一定的自噴能力，所以該井每次在上作業(yè)之前2-3天我們就相應(yīng)降低對(duì)應(yīng)水井的注入強(qiáng)度，作業(yè)過(guò)程外溢情況得到了明顯改善。

2.2從長(zhǎng)遠(yuǎn)出發(fā)，立足油藏，精細(xì)管理，從根本上解決地層高壓?jiǎn)栴}

要想徹底的、從根本上解決地層高壓?jiǎn)栴}，我們必須從油藏出發(fā)，合理控制地層壓力場(chǎng)。在摸清地下砂體之間的聯(lián)動(dòng)性、油水井之間的連通性的情況下，精細(xì)日常地質(zhì)工作，做好油水井日常動(dòng)態(tài)跟蹤，及時(shí)發(fā)現(xiàn)不正常的油水井，并及時(shí)采取措施，使注采比始終處于合理的范圍，避免地層由于存水過(guò)多，導(dǎo)致壓力上升，形成高壓層系和高壓井區(qū)。

參考文獻(xiàn)：

[1]竇之林.孤東油田開(kāi)發(fā)研究，2003：54-96