海上油田水驱开发注水压力优化

张利健，田盼盼，任宜伟，尹彦君，邢川衡，路强

（1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司 秦皇岛32-6渤中作业公司，天津 300459）

渤海B 油田主力油层为明化镇组下段，属于典型的高孔高渗砂岩油藏，2004 年8 月投产，2005 年4 月开始注水，经过多年注水开发，目前处于高含水阶段，注水井面临着注水压力升高、注水量下降的问题。另外，酸化解堵效果逐渐变差，有效期不断变短，严重制约了油田注水开发效果。

由于受注水水质、储集层敏感性等因素影响，注水井近井地带会形成一定污染，导致注水压力逐渐升高。当注水压力达到压力界限时，注水井就需要实施解堵增注措施，渤海B 油田长期以酸化解堵为主，同时也实施了多井次的微压裂解堵。通过分析近几年的微压裂测试发现，注水井的实际破裂压力折算到井口，要普遍高于早期注水开发的设计值13.80 MPa，进一步证实附加压降造成了额外的压力损失，同时也说明渤海B 油田有进一步提压注水的空间，因此亟需开展附加压降研究，优化油田注水压力。

1 附加压降理论

在实际注水过程中，受注水水质、储集层敏感性、腐蚀结垢等因素影响，井筒及近井地带会形成一定程度的污染，造成的压降损失即为附加压降[1-3]。

附加压降定义为注水井实际注水压差与理论注水压差的差值：

1.1 实际注水压差求取

根据流体力学理论，注水井的实际注水压差为[4]

在计算过程中，p井口可通过井口压力表直接读取，p水柱可由净水柱高度折算求取，p地层可通过油藏静压测试获取，p沿程可借助沿程损失模型求取[5]，p水嘴和p炮眼属于节流阀造成的损失，一般取值0.50～1.00 MPa。……