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[摘 要]為了解决深层油藏注水开发困难的问题，中原油田探讨一套提压注水提高采收率的技术和一套压差分级节流配水技术。本文主要介绍通过提高注水压力增加注水量，实现提高油藏水驱控制程度和压差分级节流配水技术达到提高采收率的目的。
[关键词]提压注水 高压 试注 欠注 水驱动用
中图分类号：TE934 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）15-0047-01
1 中原油田地质概况
位于中国大陆河南省东北部与山东交界处，地跨黄河两岸，主要油品为石蜡基原油，主产油区集中在东濮凹陷带。东濮凹陷地跨河南、山东两省6市12县（区），面积5300平方千米，石油资源量12.37亿吨，天然气资源量3675亿立方米。中原油田的地址状况是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏，主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段，油藏埋藏深度2210—3800m之间。1983年以来，陆续投入开发了232个断块区共686个开发单元，动用石油地质储量36413×104t，标定可采储量4694×104t，标定采收率26.42%。
2 油田储量开发状况
2012年底，全油田注水开发区水驱控制储量2996.0×104t，水驱控制程度58.4%；水驱动用储量9880.8×104t，水驱动用程度36.7%。
从中原油田储量动用状况来看，中原油田一类层未水驱动用的地质储量768.3×104t，二类小层未水驱动用的地质储量8117.4×104t。由于储层物性差，到2010年底，可水驱动用的地质储量1304.9×104t，主要集中在文33块沙二下、文95块、文136块和文85块，是中原油田的下一步挖潜的主要接替层。
3 中原油田的注水开发历程
1986年初开始试验高压注水，即注入压力由15.0Mpa提高到30.0—35.0Mpa。1986年1月在20号站建立高压注水站一座，用兰通三柱塞泵，最高压力35.0Mpa，对常压下不吸水的33-122，33-126井进行高压注水试验。在34.0Mpa的泵压下，日注水量约大于100m3。1988年已有高压注水井103口，在正常情况下，最高泵压35.0Mpa，最低泵压30.0Mpa，日注水量1440m3。
截止2012年12月底，全油田共有油水井3205口，其中油井1520口，水井1685口，注采井数比为1：1.085。其中，油井开井1149口，日产液19506.0t，日产油7783.0t，综合含水75%，平均单井日产液10.77t，平均单井日产油2.69t，地质采油速度0.91%，可采储量采油速度3.75%，剩余可采储量采油速度8.89%，地质采出程度17.26%，可采储量采出程度68.06%。注水井开井1685口，日注水175240.2m3，平均单井日注水104m3，月注采比1.55，累积注采比1.23。
4 中原油田注水开发中存在的主要问题
4.1 注采井网完善程度低，水驱动用程度低
由于构造复杂，储层变化大，深层，低渗透等原因，虽经不断的调整完善，仍有22%左右的油井不受注水控制，水驱程度只有50.6%，有一半的采油井靠天然能量开采。
4.2 由于多方面原因，目前注水井分注率低
目前中原油田分注率只有21%，而且大多是一级两段，分注水平较低，主要有以下几个方面的原因：一是井下技术状况差；二是油藏埋藏深，高温、高压、低渗；中原油田的注水压力在30Mpa以上；三是在调剖实施上，改变了部分分注井管柱；四是成本压力大。
5 高压注水在中原油田的实施情况
5.1 相关设备的的配备
一是配套设备、阀件的开发。包括理论排量120m3/d、出口最高压力可达50.0Mpa的单体注水泵；耐压60.0Mpa的单流阀；耐压45.0Mpa的阐阀、角阀和水表总成等。
二是高效封隔器的引进应用。分别引进了美国技术、国内组装的仿RTTS型封隔器和美国生产的700型超高压封隔器。
5.2 提压注水的实施
中原油田提压注水遵循先易后难、循序渐进的原则，共分四步进行。
6 提压注水效果分析
为了改善中原油田注水开发效果，有效启动二、三类油层，提高水驱动用储量，2001年以来，针对中原油田部分注水井注水状况差的问题，先后在62口注水井上采取了增压注水措施，即对在原35Mpa压力下欠注或注不井的井，将其井口注水压力进一步提高，最高压力升到49.5Mpa，有效率100%，提压初期单井平均增压3.1Mpa，平均单井增水51m3，累增水181728m3，平均单井增水2391m3。鉴于水质、地层压力升高、地层等诸多方面的原因，目前有7口井无效，8口井效果变差，但仍有30口井增水效果稳定。截止到11月底，累计增加水驱动用储量31.6×104t。现已有8口油井见效（含高压转注），日增油61.6t，累积增油7532t。增压注水工艺的应用，大大改善了中原油田注水井的注水状况，使欠注井大幅度减少，丰富了中原油田注水开发的工艺技术水平，该工艺技术的应用，将揭开中原油田注水的新篇章。
7 压差分级节流配水技术在中原油田的应用
中原油田以前层间节流压差达到3.21兆帕，技术人员调配就已经比较困难了，就算配水合格，使用一段时间就失效了。通过利用压差分级节流配水技术以后，这项技术最大节流压差达到13.15兆帕，也能较好完成配注。为中原油田持续发展
这项技术2009就是中原油田采油院注水所科研人员和中石化其他油田的科研单位共同研发的“大压差分级节流配水技术”。自研发成功并投入现场，已在、文南、马厂、桥口、胡庄、马寨等采油区应用，施工成功率100%，层段合格率95%。措施后对应油井增油效果明显。
现在中原油田大压差注水井266有口。大压差分注井的工艺难点在于：层系间欠注状况复杂，有些层区，分层注水层段合格率低，封隔器密封有效期短，分层配水调配困难等等。针对以上问题，注水所科研人员展开科研攻关，主要从大压差分级节流配水及大压差下封隔器“防蠕变”长效密封技术开展研究，经过三年多的科研攻关和试验，最后研制出适合中原油田的分级节流配水技术、大压差预节流配水技术及防蠕动长效密封技术等。生产现场试验表明，这项技术可提高大压差井封隔器防蠕动及密封性能，防蠕动力达到普通封隔器的3.2倍以上，层间节流压差可达13.15兆帕，在有效减少完井投捞工序、降低作业成本的同时，还能对高渗层进行高效节流控制注水，减少无效注水量，节约了大量成本，特别为低渗层的高效注入创造良好的注入条件，解决分层注水井层间干扰。
中原油田这项技术的研发成功和实施，极大拓宽了分层注水技术的应用范围，为中原油田和其它高含水油田解决了生产瓶颈，为层间差异较大储层的注水井的分层注水提供了有力技术支撑。其它油田后期出现油井高含水的状况，可以参照利用这项城市技术，发展使用前景广阔。
[关键词]提压注水 高压 试注 欠注 水驱动用
中图分类号：TE934 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）15-0047-01
1 中原油田地质概况
位于中国大陆河南省东北部与山东交界处，地跨黄河两岸，主要油品为石蜡基原油，主产油区集中在东濮凹陷带。东濮凹陷地跨河南、山东两省6市12县（区），面积5300平方千米，石油资源量12.37亿吨，天然气资源量3675亿立方米。中原油田的地址状况是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏，主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段，油藏埋藏深度2210—3800m之间。1983年以来，陆续投入开发了232个断块区共686个开发单元，动用石油地质储量36413×104t，标定可采储量4694×104t，标定采收率26.42%。
2 油田储量开发状况
2012年底，全油田注水开发区水驱控制储量2996.0×104t，水驱控制程度58.4%；水驱动用储量9880.8×104t，水驱动用程度36.7%。
从中原油田储量动用状况来看，中原油田一类层未水驱动用的地质储量768.3×104t，二类小层未水驱动用的地质储量8117.4×104t。由于储层物性差，到2010年底，可水驱动用的地质储量1304.9×104t，主要集中在文33块沙二下、文95块、文136块和文85块，是中原油田的下一步挖潜的主要接替层。
3 中原油田的注水开发历程
1986年初开始试验高压注水，即注入压力由15.0Mpa提高到30.0—35.0Mpa。1986年1月在20号站建立高压注水站一座，用兰通三柱塞泵，最高压力35.0Mpa，对常压下不吸水的33-122，33-126井进行高压注水试验。在34.0Mpa的泵压下，日注水量约大于100m3。1988年已有高压注水井103口，在正常情况下，最高泵压35.0Mpa，最低泵压30.0Mpa，日注水量1440m3。
截止2012年12月底，全油田共有油水井3205口，其中油井1520口，水井1685口，注采井数比为1：1.085。其中，油井开井1149口，日产液19506.0t，日产油7783.0t，综合含水75%，平均单井日产液10.77t，平均单井日产油2.69t，地质采油速度0.91%，可采储量采油速度3.75%，剩余可采储量采油速度8.89%，地质采出程度17.26%，可采储量采出程度68.06%。注水井开井1685口，日注水175240.2m3，平均单井日注水104m3，月注采比1.55，累积注采比1.23。
4 中原油田注水开发中存在的主要问题
4.1 注采井网完善程度低，水驱动用程度低
由于构造复杂，储层变化大，深层，低渗透等原因，虽经不断的调整完善，仍有22%左右的油井不受注水控制，水驱程度只有50.6%，有一半的采油井靠天然能量开采。
4.2 由于多方面原因，目前注水井分注率低
目前中原油田分注率只有21%，而且大多是一级两段，分注水平较低，主要有以下几个方面的原因：一是井下技术状况差；二是油藏埋藏深，高温、高压、低渗；中原油田的注水压力在30Mpa以上；三是在调剖实施上，改变了部分分注井管柱；四是成本压力大。
5 高压注水在中原油田的实施情况
5.1 相关设备的的配备
一是配套设备、阀件的开发。包括理论排量120m3/d、出口最高压力可达50.0Mpa的单体注水泵；耐压60.0Mpa的单流阀；耐压45.0Mpa的阐阀、角阀和水表总成等。
二是高效封隔器的引进应用。分别引进了美国技术、国内组装的仿RTTS型封隔器和美国生产的700型超高压封隔器。
5.2 提压注水的实施
中原油田提压注水遵循先易后难、循序渐进的原则，共分四步进行。
6 提压注水效果分析
为了改善中原油田注水开发效果，有效启动二、三类油层，提高水驱动用储量，2001年以来，针对中原油田部分注水井注水状况差的问题，先后在62口注水井上采取了增压注水措施，即对在原35Mpa压力下欠注或注不井的井，将其井口注水压力进一步提高，最高压力升到49.5Mpa，有效率100%，提压初期单井平均增压3.1Mpa，平均单井增水51m3，累增水181728m3，平均单井增水2391m3。鉴于水质、地层压力升高、地层等诸多方面的原因，目前有7口井无效，8口井效果变差，但仍有30口井增水效果稳定。截止到11月底，累计增加水驱动用储量31.6×104t。现已有8口油井见效（含高压转注），日增油61.6t，累积增油7532t。增压注水工艺的应用，大大改善了中原油田注水井的注水状况，使欠注井大幅度减少，丰富了中原油田注水开发的工艺技术水平，该工艺技术的应用，将揭开中原油田注水的新篇章。
7 压差分级节流配水技术在中原油田的应用
中原油田以前层间节流压差达到3.21兆帕，技术人员调配就已经比较困难了，就算配水合格，使用一段时间就失效了。通过利用压差分级节流配水技术以后，这项技术最大节流压差达到13.15兆帕，也能较好完成配注。为中原油田持续发展
这项技术2009就是中原油田采油院注水所科研人员和中石化其他油田的科研单位共同研发的“大压差分级节流配水技术”。自研发成功并投入现场，已在、文南、马厂、桥口、胡庄、马寨等采油区应用，施工成功率100%，层段合格率95%。措施后对应油井增油效果明显。
现在中原油田大压差注水井266有口。大压差分注井的工艺难点在于：层系间欠注状况复杂，有些层区，分层注水层段合格率低，封隔器密封有效期短，分层配水调配困难等等。针对以上问题，注水所科研人员展开科研攻关，主要从大压差分级节流配水及大压差下封隔器“防蠕变”长效密封技术开展研究，经过三年多的科研攻关和试验，最后研制出适合中原油田的分级节流配水技术、大压差预节流配水技术及防蠕动长效密封技术等。生产现场试验表明，这项技术可提高大压差井封隔器防蠕动及密封性能，防蠕动力达到普通封隔器的3.2倍以上，层间节流压差可达13.15兆帕，在有效减少完井投捞工序、降低作业成本的同时，还能对高渗层进行高效节流控制注水，减少无效注水量，节约了大量成本，特别为低渗层的高效注入创造良好的注入条件，解决分层注水井层间干扰。
中原油田这项技术的研发成功和实施，极大拓宽了分层注水技术的应用范围，为中原油田和其它高含水油田解决了生产瓶颈，为层间差异较大储层的注水井的分层注水提供了有力技术支撑。其它油田后期出现油井高含水的状况，可以参照利用这项城市技术，发展使用前景广阔。