自控式增压撬装置在姬塬油田池B区块增注技术应用及效果分析
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摘 要：姬塬油田池B区块，具有低渗高压的油藏特征。自2011年开发以来， 注水井压力逐年上升，欠注井增多，在常规压力下范围内无法完成配注量要求，导致油藏递减逐年加大。为了进一步提高区块注水效果降低递减，在地面增注工艺上，应用了自控式增压撬装置。增注效果明显，本文比较详细地论述了自控式增压撬装置的机理、施工工艺、技术特点，并结合其在姬塬油田池B区块现场应用进行了增注效果评价，认为自控式增压撬装置对高压油藏得注水开采是一个很好的增注降递减手段，具有很好的应用前景。
关键词：姬塬油田;池B区块;注水井;地面增注;自控式增压撬
1 池B区块降压增注措施现状分析
池B区块属于低渗透油藏，储层平均孔隙度12.2%，平均渗透率1.5mD，平均时差230.2μs/m，平均泥质含量15.3%。区块目前油井开井115口，日产液504t，日产油157t，含水68.9%;注水井开34口。自2012年开始，池B区块每年需要通过措施降压增注的注水井数均在10口井以上，且呈逐年增加趋势，其中重复措施实施井数达到6口。措施有效率逐年递减，从2012年85%下降至2018年62.5%。部分井多次措施后无效，目前仍然高压欠注。从分类措施效果表（表1-1）可以看出，各类传统水井措施有效率基本相当，无一种措施能够完全达到降压增注的目的。措施有效率和有效周期逐年下降，该区块急需引入新工艺技术提高注水效率。
2 池B区块高压欠注井成因分析
2.1 储层物性差
姬塬油田池B区块长8油藏属于低孔低渗油藏，由于埋藏深，地层温度高，储层物性差，尤其是池B区块边部，孔隙结构复杂，毛管压力高，基质渗透率低，黏土矿物含量高，水敏现象严重，因此在注水开发过程中储层极易受到损害，导致注水井吸水能力变差，压力升高，部分水井欠注或停注，使得地层能量得不到补充，致使油田开发收到影响。
2.2 化堵后地层压力升高
为改善注水吸水剖面，降低高吸水层的吸水量，提高中低渗透率层的吸水量，进而提高注入水体积波及系数，改善水驱状况，对部分井采取化堵调剖的措施，堵剂的注入在一定程度上提高了注水压力，但同时也使近井地带堵塞，造成部分井高压欠注。
2.3 注污水导致地层堵塞，压力升高快
池B区块开发初期，由于地层水水源有限，整个区块采用清污混注，污水水质较差，回注导致管线腐蚀结垢严重，长8地层水与其注入水配伍性试验可以看出，主要为CaCO3结垢地层堵塞，注水压力逐年上升，高压欠注井日益增多。
3 传统降压增注措施效果分析
针池B区块，2012-2018年共实施各类酸化、压裂等注水井降压增注44井次，下面对其效果进行一定评价分析。
传统措施降压增注实施效果对比，自2014年，在池B油藏北部实施降压增注措施13井次，平均压力下降2.3MPa，平均有效期162天，措施有效率69%。从分类型措施效果（图3-1）来看，前置酸压裂降压效果较好，措施有效率达到100%，平均压力下降达到2.3MPa，但有效周期较短，平均有效周期142天，不足半年。
常规酸化有效周期最长，可达到242天，但是措施有效率无法达到100%，部分井实施不到一个月又开始欠注。其余措施效果均不理想（表3-1）。
4 自控增压装置原理及应用效果分析
4.1 组成及运行原理
自控式增压装置主要是由三部分组成：①增压注水电泵机组，它主要包括電机、增压密封保护器、增压注水泵体、变频控制柜;②加药装置，它主要包括加药罐、计量泵、管路;③撬装底座，主要起支撑防震作用。自控式增压装置的运行原理主要是通过增压注水电泵机组对注水流程高压来水进行二次提压，同时通过加药装置将综合降压增注药剂随高压水注入地层，实现增压增注和控压注水的目的。
4.2 自控式增压装置在池B区块的应用情况
2018年9月2日池B区块在主要欠注注水干线上新增两台自控式增压装置。原先两条注水干线上，合计6口井无法达到要求配注，日均欠注水量120方，干线运行压力为21MPa，欠注井平均压力为21.3MPa，管线试压压力最高为35MPa。根据该种情况最终确定在两条注水干线末端加装增压撬设备，增压压力设置23.5。增压泵根据注水要求，选取额定排量为200方一天的增压泵。同时考虑化验水质主要是钙离子水垢结垢比较严重，所以加药采取了YS201阻垢剂（环氧琥珀酸）为药剂。投用后，提升末端压力2.5MPa，6口欠注井均达到配注要求，合计消欠增补水量135方一天。截止到目前为止增压撬，投用183天，增压装置上承带注水井未出现新的欠注井。高压欠注井消欠效果明显。
5 自控式增压装置与传统措施效果对比分析
自控式增压装置治理欠注井有效周期已经超过传统措施治理周期平均的162天。增压效果2.5MPa也好于传统措施平均降压效果2.3MPa，同时增压撬一台投入的经济成本约10万元左右，两台增压装置费用在20万左右。传统措施治理费用按一口井5-6万元施工费用，6口井治理费用在30万元以上。自控式增压装置节省费用10万元。同时增压装置采用了全自动变频控制，介入数字化远程监控系统，设置压力温度保护系统，能达到超低压自动停止报警功能，人员维护劳动强度低，压力运行平稳，有效减少安全风险（表5-1）。综合对比自控式增压装置在池B区块的应用效果明显好于传统措施效果。
参考文献：
[1]齐琳琳，苏小明，陈汝斌，赵玥.池D区C油藏高压欠注成因及治理措施研究[J].石化技术，2018（10）.
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