白冰（中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院天然氣研究室，黑龍江 大慶 163000）

對(duì)于H開發(fā)區(qū)水驅(qū)來說，注水是保持地層能量以及油田高效合理開發(fā)的保證。注采壓差（注采壓差＝注水井地層壓力－采出井地層壓力）決定了注水開發(fā)的效果，過高的注采壓差極易導(dǎo)致套管損壞，注采壓差太低又不能使地層能量得到有效補(bǔ)充［1］。因此，合理的注采壓差是保持油田良好開發(fā)的重要因素，而注采壓差對(duì)水驅(qū)油田開發(fā)的影響及合理注采壓差的研究具有重要意義。

表1 2001年以來H開發(fā)區(qū)水驅(qū)注采壓差情況

1 H開發(fā)區(qū)水驅(qū)注采壓差歷史情況

統(tǒng)計(jì)2001年以來H開發(fā)區(qū)水驅(qū)注采壓差狀況，結(jié)果見表1。由表1可以看出，注采壓差始終保持在4～8MPa之間。其中，2003年注采壓差接近持平，主要是由于地下虧空導(dǎo)致（2003年年注采比只有1.14，而其當(dāng)年采油速度達(dá)到0.83%）。

2 H開發(fā)區(qū)注采壓差對(duì)開發(fā)效果的影響

結(jié)合H開發(fā)區(qū)水驅(qū)開發(fā)實(shí)際，擬合了H開發(fā)區(qū)注采壓差與產(chǎn)量遞減率、采油速度等主要開發(fā)指標(biāo)的關(guān)系，明確了H開發(fā)區(qū)注采壓差對(duì)開發(fā)效果的影響，確定了H開發(fā)區(qū)合理注采壓差的界限。

2.1 注采壓差和產(chǎn)量遞減率的關(guān)系

H開發(fā)區(qū)注采壓差和產(chǎn)量遞減率的擬合曲線如圖1所示。由圖1可以看出，在注采壓差大于5MPa時(shí)，注采壓差越大，產(chǎn)量遞減越快；在注采壓差小于2MPa時(shí)，注采壓差越小，產(chǎn)量遞減越快。注采壓差與產(chǎn)量遞減率成二階多項(xiàng)式。

2.2 注采壓差和采油速度的關(guān)系

H開發(fā)區(qū)注采壓差和采油速度的擬合曲線如圖2所示。由圖2可以看出，在注采壓差大于5MPa時(shí)，采油速度急劇降低；在注采壓差處于2～5MPa區(qū)間內(nèi)，采油速度處于相對(duì)較高的水平；在注采壓差小于2MPa時(shí)，采油速度也隨著注采兩端地層壓力的接近而降低。二者亦成二階多項(xiàng)式。

2.3 注采壓差和年均含水上升率的關(guān)系

H開發(fā)區(qū)注采壓差和年均含水上升率的擬合曲線如圖3所示。由圖3可以看出，注采壓差大于5MPa時(shí)，年均含水上升率明顯上升；當(dāng)注采壓差小于2MPa時(shí)，年均含水上升率隨著注采壓差的減小而呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。二者成二階多項(xiàng)式。

考慮到水驅(qū)油田開發(fā)的實(shí)際，合理注采壓差的前提應(yīng)是最大程度地降低套損井井?dāng)?shù)，即嚴(yán)格遵守注水壓力不能超過油層破裂壓力這個(gè)原則，綜合考慮注采壓差與產(chǎn)量遞減率、采油速度等主要開發(fā)指標(biāo)的擬合情況，確定目前階段H開發(fā)區(qū)合理的注采壓差2～5MPa。

圖1 注采壓差與產(chǎn)量遞減率擬合曲線

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

為此，優(yōu)選H開發(fā)區(qū)Y區(qū)西部甲乙塊作為治理區(qū)塊，通過加大注水井方案調(diào)整和油井措施挖潛，2013年上半年，將注采壓差進(jìn)一步控制在 4.89MPa， 與 2012 年 相比，預(yù)計(jì)2013年產(chǎn)量遞減率、含水上升率分別下降0.42%和0.02%，采油速度提高0.02%，開發(fā)水平呈現(xiàn)良好發(fā)展態(tài)勢(shì)。

圖2 注采壓差與采油速度擬合曲線

4 結(jié)論

綜合考慮注采壓差對(duì)套損的影響，以及注采壓差與產(chǎn)量遞減率、采油速度等指標(biāo)的關(guān)系，得出以下結(jié)論：

1）合理的注采壓差是保持油田高效開發(fā)的重要因素。

2）H開發(fā)區(qū)水驅(qū)合理的注采壓差為2～5MPa之間。

圖3 注采壓差與年均含水上升率擬合曲線

［1］許建紅，錢儷丹，庫(kù)爾班.儲(chǔ)層非均質(zhì)對(duì)油田開發(fā)效果的影響 ［J］.斷塊油氣田，2007，14（5）：29-31.

［編輯］ 洪云飛