南一区西部套损区压力调控方法研究

李晓倩（大庆油田第一采油厂第五油矿工艺队，黑龙江 大庆 163000）

南一区西部套损区压力调控方法研究

李晓倩（大庆油田第一采油厂第五油矿工艺队，黑龙江 大庆 163000）

2006年-2013年，南一区西部受钻降、注聚等影响，区域压力大幅波动，导致区域第三次大面积套损，注采严重不完善，区域压力下降，区块开发形势变差。近年来，我们逐渐认识到，合理调整注水、产液结构，做好压力调控，是防控套损的有效方法。自2013年以来，南一区西部“以缩小平面压力差异、保持注采平衡为主旨，以调整区域、井间、层间压力为目的”，进行了区块的综合调整，不但有效控制了套损，并且减缓区块的递减，取得了较好的开发效果。

1 区块开发基本情况

南一区西部套损区包括甲块、乙块两个区块，1960年水驱投产，2006年开始注聚，共计开采6套层系，历史上共计发生3次大面积套损，截止2013年12月油水井共计706口，其中采油井501口，日产液21932t,日产油1737t,综合含水92.08%，沉没度232m；注水井205口，注水量21663m3，注采比0.96，受套损影响，地层压力仅为7.56MPa，总压差-2.8 MPa。

1979-1985年南一区西部发生第一次套损高峰；1998-2002年第二次套损高峰；2008年以来第三次套损高峰，2011年套损井数达到峰值195口，2013年水驱年递减幅度达到18.3%。套损导致注采不完善，气油比大，地层脱气现象严重。

2 套损原因及认识

通过下图可以看出，套损层位朱要集中在嫩二段标准层占58.19%，萨0-萨II4层段站那14.4%，其他层位分布较少，

2.1 区域间地层压力低，压差大

2008年以来，南一区西部经历钻降、注聚、控水控液等多次调整，压力变化较大，区域间压差大，2013年下降到7.56MPa，总压差达到-2.86MPa。尤其是2009年西西块注聚、2011年西东块注聚，年注水压力分别上升4.48 MPa、2.56 MPa，加速地层失稳，造成套损。

2.2 平面上压力分布不均衡

乙块南部压力8.5 MPa，北部压力7.0 MPa，南北压差达到1.5 MPa；甲块压力7.3 MPa，甲块与乙块南部压差达到1.2 MPa。并且从井组注采比分级看，高低井组注采比比例均较大，说明压力不均衡；从水驱沉没度等值图看，沉没度水平逐年下降，并且存在异常高压井区。

2.3 层间存在浸水域进水通道及异常高压层

油层部位套损主要是注采关系不合理造成的异常高压层，存在注大于采、厚注薄采的现象；油页岩标准层进水、形成高压浸水域，使其抗剪强度下降，发生层面滑动。

3 南一区压力调控方法研究

通过以上分析我们认识到，合理的压力调控是保证套损区稳定的有效方法，自2013年以来，在注水井全面查套消灭进水源头的基础上，“以缩小平面压力差异、保持注采平衡为主旨，以调整区域、井间、层间压力为目的”，进行了油水井的综合调整，有效控制套损，并且减缓区块的递减。

调整总思路：缩小区域压差，调整平面压力，控制异常高压层。最终实现，地层压力稳定，区域压差缩小，套损区不外扩。

3.1 逐步恢复区域压力，缩小区块内部及区块间压差

针对南一区西部乙块压力南高北低，甲、乙块压差大的矛盾，制定“稳甲块、稳中部、提北部、控南部”的调整思路。根据压力系统调整原则，制定了各阶段压力调整界限和标准。不超破裂压力，注聚前留有适当压力空间，注聚后压力平稳上升，见效高峰期达到最高值，停聚后不降；注聚前及注聚初期保持高流压，见效阶段高含水高流压，含水回升期后高采聚浓度高流压；全过程高于饱和压力、保持在原始地层压力附近三年来，针对“两稳一提一控”水井共计调整440井次；水井共计调整1032井次。

3.1.1 同时对套损区320口注水井全面查套，消灭进水源头。五矿地区套损区查套320口，终止152口，终止率47.6%。

3.1.2 对核心区第一排注水井下调水量30%，避免形成压降漏斗。

3.1.3 对乙块南部高压区实施周期注水，有效降低南部压力。

3.2 平衡井间压力，调整高、低压井区

以“改变井间液流方向，平面均衡动用程度”为目标，结合“一图、一程序、两个原则”进行分析调整。调整原则：采油井高含水井以缩小生产压差、堵水进行控水，低含水井及时放大生产压差；注水井高吸水层以调剖、细分控制小层注水，低含水层进行压裂、酸化改造。

2013年-2016年，针对流压控制图油井共计进行调整759井次，其中换大泵35口井，压裂24口井，上调参231井次，下调参344井次，间抽125井次；水井结合注采比程序，引进了地层系数参与劈分计算，使计算注采比更加准确，三年来共计调整176井次，其中针对高注采比进行调整68井次，低注采比进行调整108井次。

3.3 合理调整注采结构，逐步消灭异常高压层

治理异常高压层的工作思路是“泄、调、控兼顾，以控为主”，油水井同步调整，并且必须采取多口水井同时控注。

（1）“泄压”的主要做法。主要通过在套损集中的的高压井区，选择13口报废井利用浅层补孔泄压；在高压区实施油井压裂泄压，结合动静态资料进行选层。

（2）“调整”的主要做法。针对注大于采，连通套损层位注水强度大于4.0m3/d.m层段控注；针对厚注薄采，下调注水井8口，注水强调控制在4m3/d.m以内。

（3）“控制”的主要做法。对萨Ⅱ4以上井段的注水强度大于4.0m3/d.m的调整31口井；修复水井套损层位停注10口井；对套损修复的油井，控制对应层段注水强度10口井；对高含水、高压层堵水11口井。

治理高套压井，降低非油层进水风险。放套压验证，利用罐车对93口套压6MPa以上井进行放套压验证；重新释放对套压放不净的18口井组织重新释放；作业处理：对释放不成功的8口井作业重配。

4 取得效果

通过对对南一区西部进行综合压力调整后，取得了一些明显效果：

（1）全区压力稳步回升，总压差逐渐缩小。2016年，区域压力上升到8.2MPa，与2013年对比上升了0.64 MPa，总压差由-2.8 MPa缩小到-2.2 MPa。

（2）注采比得到恢复，沉没度水平回升。2016年全区注采比为1.15，与2013年对比上升了0.23；全区沉没度水平由232m上升到245m，上升了23m。

（3）区块内部及区块间压差缩小。乙块南北压差由由1.5 MPa↘0.5MPa；甲块与南部压差由1.2 MPa↘0.4MPa。

（4）水驱油层动用程度提高。2016年水驱动用程度50.37%，与2015年对比，上升了7.58%。

（5）井间压力相对均衡，高压井点减少。从沉没度等值图看，局部高压井区减少。

（6）区块套损井数下降，套损形势趋于稳定。通过三年的综合治理，2016年套损井数下降到4口。

（7）区块开发形势向好。通过三年的综合治理，水驱半年递减4.5%，递减逐渐下降。