渤海P油田高壓注水解堵效果評價及影響因素分析

白冰 吳廣 黃英 張浩 王佩文

(1. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司， 天津 300459； 2. 中海油田服務股份有限公司， 天津 300459；3. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司非常規(guī)技術研究院， 天津 300452)

針對P油田套管井產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象，經(jīng)過大量現(xiàn)場實驗驗證，提出油井高壓注水解堵工藝。其基本原理是，通過鋼絲作業(yè)將油井循環(huán)滑套打開，將清水通過酸化泵從采油樹頂部擠入地層，通過大排量擠注清水的方式，使管柱和近井污染地帶得到徹底沖洗。此解堵工藝已首次成功應用于A01ST1井，初期日增油25 m3，解堵效果良好。

首先，沖洗油管使產(chǎn)液量有所回升。通常，隨著生產(chǎn)的持續(xù)進行，油管內壁附著油泥等雜質，會增大油管內的沿程摩阻，使產(chǎn)油量受到影響[1-2]。而采用大排量擠注解堵工藝，可高速沖洗井口至循環(huán)滑套油管，降低油管的粗糙度，減小流體舉升過程中的沿程摩阻，從而提高產(chǎn)液量。

其次，沖洗篩管及近井地帶，使產(chǎn)能得到提升。大排量擠注擾動篩管和近井地帶微粒聚集狀態(tài)，改善了表皮系數(shù)[2-3]，使壓力充足的主力層潛力得以釋放，從而提升產(chǎn)能。

目前，需進一步針對該工藝開展措施效果評價及影響因素方面研究，以便為后期優(yōu)選措施井，提高增油效果和措施成功率提供理論依據(jù)。

1 P油田高壓注水解堵效果評價

2017年10月至今，將高壓注水解堵工藝應用于P油田，其間共實施油井12井次，累計增油量為1.08×104m3。依據(jù)比采油指數(shù)增長比例越大措施效果越好的原則，對這12井次措施井的比采油指數(shù)增加比例進行排序，進而分析其增油效果。

高壓注水解堵增油效果統(tǒng)計結果顯示(見圖1)，油井實施注水解堵措施后，初期平均日增油量為12 m3，比采油指數(shù)平均增長67%，高壓注水解堵增油效果良好。

圖1 高壓注水解堵增油統(tǒng)計圖

高壓注水解堵增液效果統(tǒng)計結果顯示(見圖2)，油井平均日增液量為103 m3，比采液指數(shù)平均增長92%，高壓注水解堵增液效果良好。

增壓注水解堵措施后含水率變化統(tǒng)計結果顯示(見圖3)，措施見效井平均含水率變化為7%，效果較好的3口井初期含水率均下降2%～12%，因此，穩(wěn)含水井實施措施后增油效果良好。

圖2 高壓注水解堵增液效果統(tǒng)計

圖3 增壓注水解堵措施后含水率變化

2 解堵效果影響因素分析

借鑒壓裂充填井產(chǎn)液量遞減機理及油井酸化解堵效果影響因素研究相關成果[4]，從儲層靜態(tài)參數(shù)[5]、生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)[5]、儲層污染情況[5-6]等等方面對比各指標與措施效果之間的關系。

2.1 主力層厚度

根據(jù)解堵效果與措施井油層厚度、主力層厚度占比的相關性(見圖4)，可知油層越厚、主力層厚度占比越大高壓注水解堵效果越好，即產(chǎn)出層越厚、井筒泄油面積越大，增壓注水解堵效果就越明顯。

圖4 解堵歸一化效果與措施井油層厚度、主力層厚度占比相關性

2.2 儲層能量

儲層能量可通過儲層壓力來表現(xiàn)，若儲層能量較高，則地層儲層壓力相應較高；反之，若儲層能量較低，則儲層壓力也較低。通過逐井分析儲層壓力與高壓注水解堵效果的關系可知，措施效果較好的單井，其主力地層的儲層壓力與地層原始壓力間的差值較小，且非主力的薄層壓力與地層原始壓力差值應小于2 MPa；而措施效果較差的井，其整井段壓力水平保持較差，且儲層存在較大虧空。

表1 措施井壓力與解堵效果分析

2.3 含水情況

油井含水率與解堵效果之間具有一定的相關性(見圖5)，高含水井增油效果較好，措施后含水上升幅度有限，增液即可實現(xiàn)增油。含水率越高的油層高壓注水效果越好，其主要原因是，油層內部油水分布比較均勻，高壓注水的沖擊波及面更加均勻。

圖5 措施前油井含水率與解堵效果的關系

2.4 傷害程度

取措施前實際比采油指數(shù)與預測正常比采油指數(shù)的比值(措施前比采油指數(shù)∶預測正常比采油指數(shù))，用以表征油井污染程度。統(tǒng)計結果顯示，對于污染程度大的井，采取措施后增油效果更加明顯(見表2)。

表2 措施效果和污染程度的關系

2.5 注水壓差

大排量擠注解堵效果的好壞主要取決于作用到地層的壓差，即井筒油層位置壓力與儲層壓力之差值。根據(jù)統(tǒng)計結果，大排量擠注作業(yè)壓差應保證在5.52 MPa以上，即可獲得較好的解堵效果(見表3)。

表3 注水壓差與油井解堵見效的關系

3 結 語

針對渤海P油田套管井產(chǎn)液量持續(xù)下降，以及工程中酸化效果受返排影響而無法大規(guī)模推廣的問題，開展了高壓注水解堵措施研究?？偨Y12井次措施井的實際經(jīng)驗，針對不同影響因素分析了主力層厚度占比、主力層壓力及其虧空情況以及含水率、污染程度、注水壓差的影響。通過分析得到以下認識：主力層厚度占比越高的井，其解堵措施效果越好，主力層厚度占比宜70%以上；油井主力層壓力無虧空，全井段如果存在虧壓層，建議虧壓小于2 MPa；可在含水率高的油井，或污染程度高、與理論比采油指數(shù)差異大的井優(yōu)先實施解堵措施，實施過程中提高擠注壓力有助于獲得更好的解堵效果，見效井中最低解堵壓力為5.52 MPa。