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[摘 要]本文从理论和实践两个方面对某纯油区压力系统进行了分析，同时制定了调整原则及方案，并对今后压力系统调整提出了几点认识。
[关键词]压力系统 注采系统 调整方法 认识
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0098-01
1.概况
某纯油区位于某油田南部，共发育三个油层组。
目前某井区共有油水井总数为331口，其中油井207口，注水井124口，油田管理面积12.7km2，地质储量3779.9×104t。地层压力10.38MPa，平均原始地层压力11.16MPa，饱和压力5.48MPa，总压差-0.78MPa。
通过调整使该区块平均地层压力由9.95MPa上升到10.38MPa，总压差由-1.21MPa 上升到-0.78MPa，上升了0.43MPa。
2.压力系统存在的主要问题及原因
2.1 平面上压力差异大
统2012年地层压力25口井，平均地层压力9.95 MPa，其中合理井只有7口，平均地层压力10.51 MPa，高压井7口，占28.0%，平均地层压力12.45MPa，低压井11口，占44.0%，平均地层压力8.01MPa。
2.1.1 高压井形成原因
由于注采关系相对完善，注水井油层发育较好，注水量较多，注大于采而形成高压。一方面，基础井与一次井同井场水窜流及注水井套损后笼统注水造成主力油层注水强度过大，注采比高而形成高压。
另一方面由于油井周围水井较多，且非主力层发育较好，而油井非主力层发育较差，造成注大于采而形成高压。
2.1.2 低压井形成原因
由于该区块注水井井点少、油水井数比高，注水井套损关井，注水状况差，射孔不均，断层遮挡布井不规则等影响造成该井区地层压力低。
个别区块水井井点少，油水井数比高造成注采关系不完善而形成低压、水井套损关井报废造成注采系统不完善而形成低压、由于注水状况差而造成注采关系不完善而形成低压、该区块内断层比较发育，而且断层规模大。
2.2 层间压力差异较大
2.2.1 分层压力水平的判别方法
通过分析近几年的分层测压资料并结合某井的RFT测井解释成果，总结归纳出以下三种判别压力高低的方法。
一是注采关系分析法，主要是通过沉积相带图资料对单一砂体内注采关系有注无采形成高压层、对单一砂体内有采无注形成低压层的条件，来判别高压层低压层。
二是沉积相分析法，主要是从地层发育情况及沉积类型上判断单层压力的高、低，注水井油层发育较差油井油层发育较好，油井低压，水井高压，反之，油井油层发育较差水井油层发育较好，油井高压，水井低压。
三是注采比分析法，主要是通過油井环空、水井同位素资料计算单层注采比，注采比高的易形成高压，注采比低的易形成低压。
2.2.2 层间压力差异
统计81个层平均地层压力14.19MPa，其中高压层35个平均地层压力17.08 MPa，占43.2%，低压层14个，平均地层压力9.47 MPa，占17.3%，合理层32个，平均地层压力13.09MPa，占39.5%。
高压层主要是注大于采，低压层主要是注小于采。
3 压力系统调整原则及方案制定
3.1 压力系统调整原则
一是对于注采比偏高而形成的高压井层，主要通过一方面注水方案调整降低注水强度，调整压力系统；另一方面通过油井压裂释放压力，达到平衡地层压力。
二是对于低压层，根据其形成的不同原因，制定不同的调整原则：
三是对于套损原因造成注采关系不完善的井区，通过注水井更新、大修完善注采关系。
四是对于单砂体内部注采关系不完善的井区，通过注水井补孔完善注采关系。
五是对于少注水井点而形成的注采关系不完善的井区，通过打补充井完善注采关系。
六是在注采关系完善的井区，由于注水量低而形成的低压井区，通过注水方案调整，调整压力系统。
3.2 压力系统调整方案制定
根据上述调整原则，制定压力系统调整方案是：
打补充井1口、油井转注2口、打更新井1口、主力层补孔2口井。以上四方面共新增砂岩厚度180.0m，有效厚度74.6m。方案调整28井次，高压井高压层减水8井次，方案减水310m3/d，实际减水317m3/d，其中有3口井4个层停注160m3/d，低压井低压层提水20井次，方案提水360m3/d，实际注水增加248m3/d、水井措施增注，压裂4口井，注水增加174m3/d，酸化7口井，注水增加152m3/d。
4 压力系统调整效果
4.1 平面压力调整效果
通过压力系统调整，平面上的压力趋于合理，该区块内平均地层压力由9.95 MPa上升到10.38MPa，上升了0.43MPa，总压差由-1.21 MPa到-0.78 MPa，上升了0.43 MPa，最高压力由12.99MPa下降到12.31MPa，下降了0.67MPa；最低压力由6.36MPa上升到6.98MPa，上升了0.62MPa；高压井数减少5口，减少了20%；正常井数增加12口，增加了48.0%；低压井数减少7口，减少了28%，见到了较好的压力调整效果。
4.2 层间压力调整效果
4.2.1 对于层段内注水不均造成的层间差异，层段细分4口井，由14个层细分到18个层，其中高压层细分后停注2个层，控制注水90m3/d，高压层方案减水85m3/d，实际减水72m3/d，使层间压力得到调整。
4.2.2 对于注水强度大注采比高的高压层进行方案减水6口井，方案减水125m3/d，注水厚度降低8.6m3/d.m其中有2口井停注2个层，方案减水40m3/d，高压层实际减水107m3/d。
4.2.3 对于注水井砂体发育较好，周围油井发育较差，因而注水井投注以来，一直控制注水量，注水量偏低造成低压的层，采取方案提水160m3/d，实际提水103m3/d。
通过以上三方面的调整使层间压力得到了较好调整，高压层减少6个层，地层压力由17.4MPa下降到15.36MPa，下降了2.04MPa，低压层减少5个层，地层压力由11.70MPa上升到14.83MPa，上升了3.13MPa。
由于沉积环境的差异和开发做法的差异使不同沉积类型油层的压力水平也不同，总体上油层条件越好，平面连通越好，系统压力越低，油水井之间压力差别越小。
4.3 该区块压力系统调整后，油田开发效果得到了改善
某纯油区经过压力系统调整后，油田开发效果得到了改善，全区油田注水量增加，产液量上升，产油量上升，综合含水稳定，平均流压稳定。压力系统调整前每年递减近17.7%左右到目前的全年产量无递减，油田开发效果得到了彻底改善。
5、几点认识
一是多油层砂岩油田注水开发过程中，受注采系统完善程度和油层非均质影响，地层压力在平面和层间矛盾始终存在，油田开发过程就是压力系统调整过程。
二是搞好压力系统调整是控制套管损坏和开发效果变好的主要因素。
三是认识清楚压力差异的原因是压力系统调整的关键。
四是压力系统调整，必须和注采系统调整、产液结构调整及剩余油分析结合起来才能取得较好的效果。
[关键词]压力系统 注采系统 调整方法 认识
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0098-01
1.概况
某纯油区位于某油田南部，共发育三个油层组。
目前某井区共有油水井总数为331口，其中油井207口，注水井124口，油田管理面积12.7km2，地质储量3779.9×104t。地层压力10.38MPa，平均原始地层压力11.16MPa，饱和压力5.48MPa，总压差-0.78MPa。
通过调整使该区块平均地层压力由9.95MPa上升到10.38MPa，总压差由-1.21MPa 上升到-0.78MPa，上升了0.43MPa。
2.压力系统存在的主要问题及原因
2.1 平面上压力差异大
统2012年地层压力25口井，平均地层压力9.95 MPa，其中合理井只有7口，平均地层压力10.51 MPa，高压井7口，占28.0%，平均地层压力12.45MPa，低压井11口，占44.0%，平均地层压力8.01MPa。
2.1.1 高压井形成原因
由于注采关系相对完善，注水井油层发育较好，注水量较多，注大于采而形成高压。一方面，基础井与一次井同井场水窜流及注水井套损后笼统注水造成主力油层注水强度过大，注采比高而形成高压。
另一方面由于油井周围水井较多，且非主力层发育较好，而油井非主力层发育较差，造成注大于采而形成高压。
2.1.2 低压井形成原因
由于该区块注水井井点少、油水井数比高，注水井套损关井，注水状况差，射孔不均，断层遮挡布井不规则等影响造成该井区地层压力低。
个别区块水井井点少，油水井数比高造成注采关系不完善而形成低压、水井套损关井报废造成注采系统不完善而形成低压、由于注水状况差而造成注采关系不完善而形成低压、该区块内断层比较发育，而且断层规模大。
2.2 层间压力差异较大
2.2.1 分层压力水平的判别方法
通过分析近几年的分层测压资料并结合某井的RFT测井解释成果，总结归纳出以下三种判别压力高低的方法。
一是注采关系分析法，主要是通过沉积相带图资料对单一砂体内注采关系有注无采形成高压层、对单一砂体内有采无注形成低压层的条件，来判别高压层低压层。
二是沉积相分析法，主要是从地层发育情况及沉积类型上判断单层压力的高、低，注水井油层发育较差油井油层发育较好，油井低压，水井高压，反之，油井油层发育较差水井油层发育较好，油井高压，水井低压。
三是注采比分析法，主要是通過油井环空、水井同位素资料计算单层注采比，注采比高的易形成高压，注采比低的易形成低压。
2.2.2 层间压力差异
统计81个层平均地层压力14.19MPa，其中高压层35个平均地层压力17.08 MPa，占43.2%，低压层14个，平均地层压力9.47 MPa，占17.3%，合理层32个，平均地层压力13.09MPa，占39.5%。
高压层主要是注大于采，低压层主要是注小于采。
3 压力系统调整原则及方案制定
3.1 压力系统调整原则
一是对于注采比偏高而形成的高压井层，主要通过一方面注水方案调整降低注水强度，调整压力系统；另一方面通过油井压裂释放压力，达到平衡地层压力。
二是对于低压层，根据其形成的不同原因，制定不同的调整原则：
三是对于套损原因造成注采关系不完善的井区，通过注水井更新、大修完善注采关系。
四是对于单砂体内部注采关系不完善的井区，通过注水井补孔完善注采关系。
五是对于少注水井点而形成的注采关系不完善的井区，通过打补充井完善注采关系。
六是在注采关系完善的井区，由于注水量低而形成的低压井区，通过注水方案调整，调整压力系统。
3.2 压力系统调整方案制定
根据上述调整原则，制定压力系统调整方案是：
打补充井1口、油井转注2口、打更新井1口、主力层补孔2口井。以上四方面共新增砂岩厚度180.0m，有效厚度74.6m。方案调整28井次，高压井高压层减水8井次，方案减水310m3/d，实际减水317m3/d，其中有3口井4个层停注160m3/d，低压井低压层提水20井次，方案提水360m3/d，实际注水增加248m3/d、水井措施增注，压裂4口井，注水增加174m3/d，酸化7口井，注水增加152m3/d。
4 压力系统调整效果
4.1 平面压力调整效果
通过压力系统调整，平面上的压力趋于合理，该区块内平均地层压力由9.95 MPa上升到10.38MPa，上升了0.43MPa，总压差由-1.21 MPa到-0.78 MPa，上升了0.43 MPa，最高压力由12.99MPa下降到12.31MPa，下降了0.67MPa；最低压力由6.36MPa上升到6.98MPa，上升了0.62MPa；高压井数减少5口，减少了20%；正常井数增加12口，增加了48.0%；低压井数减少7口，减少了28%，见到了较好的压力调整效果。
4.2 层间压力调整效果
4.2.1 对于层段内注水不均造成的层间差异，层段细分4口井，由14个层细分到18个层，其中高压层细分后停注2个层，控制注水90m3/d，高压层方案减水85m3/d，实际减水72m3/d，使层间压力得到调整。
4.2.2 对于注水强度大注采比高的高压层进行方案减水6口井，方案减水125m3/d，注水厚度降低8.6m3/d.m其中有2口井停注2个层，方案减水40m3/d，高压层实际减水107m3/d。
4.2.3 对于注水井砂体发育较好，周围油井发育较差，因而注水井投注以来，一直控制注水量，注水量偏低造成低压的层，采取方案提水160m3/d，实际提水103m3/d。
通过以上三方面的调整使层间压力得到了较好调整，高压层减少6个层，地层压力由17.4MPa下降到15.36MPa，下降了2.04MPa，低压层减少5个层，地层压力由11.70MPa上升到14.83MPa，上升了3.13MPa。
由于沉积环境的差异和开发做法的差异使不同沉积类型油层的压力水平也不同，总体上油层条件越好，平面连通越好，系统压力越低，油水井之间压力差别越小。
4.3 该区块压力系统调整后，油田开发效果得到了改善
某纯油区经过压力系统调整后，油田开发效果得到了改善，全区油田注水量增加，产液量上升，产油量上升，综合含水稳定，平均流压稳定。压力系统调整前每年递减近17.7%左右到目前的全年产量无递减，油田开发效果得到了彻底改善。
5、几点认识
一是多油层砂岩油田注水开发过程中，受注采系统完善程度和油层非均质影响，地层压力在平面和层间矛盾始终存在，油田开发过程就是压力系统调整过程。
二是搞好压力系统调整是控制套管损坏和开发效果变好的主要因素。
三是认识清楚压力差异的原因是压力系统调整的关键。
四是压力系统调整，必须和注采系统调整、产液结构调整及剩余油分析结合起来才能取得较好的效果。