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摘 要：油水井作业高压问题一直是作业、采油共同面对的难题，本文结合本站实际情况，对不同单元地层高压形成的原因进行了详细分析和研究，在此基础上从油藏、地面两方面出发，提出了合理可行的降低地层压力的方法，具有一定的借鉴意义。
关键词：高压；储层差异性；油藏；地面
油水井作业过程中经常会出现由于地层压力高无法顺利进行作业施工的情况，遇到此类情况，必须采取有效的措施进行降壓，减少地层外溢。为了能顺利作业，平时工作中我们主要通过三种方式来达到目的，一是压井作业；二是计关邻近水井或降低邻近水井注入量；三是先放喷后作业。这样会造成诸多不利的后果，如：增加成本、延长作业占井周期、造成地层污染（造成损失产能）、井组产量下降、影响下步措施的实施等。所以解决高压油水井作业上修问题意义重大、刻不容缓。
1 高压区域形成的原因
要解决油水井作业高压问题，首先要找出造成地层高压的原因，再“对症下药”，解决问题。结合本站实际情况，总结出造成地层高压的原因如下：
1.1储层差异性及油水井动态变化双重作用导致地层高压
二区是我队的一个高压区块，在作业过程中外溢情况普遍，有些油井拔出绕丝后转自喷（如：GO2-18-60），有些井在射开层位后放喷（如：GO19-261），还有些井是在油管漏失后自喷（如：GO2-19-59、GO2-23-67）。截止目前有5口自喷井；有8口最后一次作业用卤水压井，有15口井近三次作业都用卤水压井。
二区以河道微相沉积为主，岩性主要为细、粉砂岩，平均有效厚度4.1米，平均孔隙度33.5%，空气渗透率1300×10-3μm2 。二区馆上段有四个砂层组，23个小层，各层层内、层间分布状态与厚度相差较大。
在这23个小层中，主力层7个，其中厚油层主要集中在53、54、55、62小层。这些主力油层整体呈现层状油藏特点，但局部差异性大。如二区馆五，54层储层厚度、渗透率都要好于53、55层，在54层内靠近断层边部、砂体边部有效厚度、渗透率相对较小。
储层层间和局部有效厚度、渗透性差异是地层高压形成的重要因素，但是在后期开发过程中油水井对地层的改造及注采不均衡也是高压成因的要素。
二区从2004年12月至2010年12月期间实施聚合物采油，从2010年12月16日开始该区块注聚水井相继改为注水。水井的注入情况、油井的采出情况及水线都发生了改变，地层也出现了不同程度的堵塞，出现了高压层、高压区域。
如GO2-19-261，该井是二区的一口水井，光油管注水，注水层位NGS53。该井虽然投产后未曾注聚，但它位于GO2-19-61、GO2-19-260之间的水线上，而GO2-19-61、GO2-19-260曾是注聚水井，所以GO2-19-261在新投射孔时放喷，且出聚合物；在转注作业时放喷，用相对密度1.26的卤水压井；由于前期的注聚堵塞，导致目前水井注入压力高，必须用增压泵增压才能正常注入，完成日配90m3。
GO2-19-264，目前液量90吨/天，动液面620米，虽然有100米的沉没度，但功图显示是供液不足，杆断后捞杆不成功，主要是因为地层压力高，无法压井。在检泵作业中，采用相对密度为1.22的卤水压井，对应水井GO2-18-163计关，而且从最后一次作业来看地层静压16.727Mpa。从平面上看该井对应一口水井，对应关系良好；从地层静压来看，该井地层能量充足，但是该井生产时却供液不足，通过分析我们认为该井供液不足的原因主要是由注聚后期地层有不同程度的堵塞造成的。
二区地层高压是储层先天不均质性与后天动态变化的结果。
1.2储层发育良好，油水井之间连通性好，长期高采出、高注入，导致整个层系高压
我队六区西北主力层属于河道微相沉积，储层厚度大（平均砂厚12.0米，有效厚度9.0米），渗透率高（平均渗透率1550），油水井之间连通性很好。开发早期以来六区西北油井的采液强度和水井注水强度就比较高，目前单井日液72.6吨，水井单井日注145方，目前注采比为1.07，截止2015.9份累积注采比为1.12，目前该区块平均地层压力14.62Mpa。该区块目前有4口自喷井。
六区西北地层压力高，能量充足是储层原始特性与后期油水井长期动态变化的结果。
如我队的GO6-29-554，该井目前单采55层放喷，砂层厚度9.3米，有效厚度7.6米，平均空气渗透率为3592*10-3um2，该井目前日液80吨，日油0.5吨，综合含水为88.3%，液面井口。
该井在15.1月作业过程中压不住井，采用相对密度1.22的卤水压井，未压住，刚关井测得套压1.0MPa，关井10分钟后压力升至2.5MPa，关井四小时压力升至6.5MPa，截止到目前为止该井仍自喷，作业无法搬上；深入分析得出导致该井高压的主要原因是邻近油井的动态变化改变了原来的流线，加剧了该井周围地层能量的堆积。
GO6-29-2555生产NGS55层，2014年12月以前正常生产时液量136.8吨/天，从2014年12月至15.5月该井由于出砂逐渐停喷，原来GO6-29-2555方向的水线也向29-2554方向改变。
GO6-29-554邻近油井GO6-29-2555的采液强度的降低改变了原来形成的流线方向，水线向GO6-29-554推进，而GO6-29-554的采液强度并没有很大幅度的提高，所以加剧了该井及周围地层压力的上升。
2 油藏与地面结合，解决地层高压问题
高压区域、高压层系的形成不是一朝一夕的，而是一个长期累积的过程，要想从根本上解决这一问题同样是一个漫长的过程，但是面对现已形成的高压层，在作业过程中如何尽快的放掉压力，使作业施工能够顺利进行，这就需要我们结合油藏、地面，双管齐下解决问题。
2.1分区块因井制宜，解决地层高压问题
二区就目前的现状来看，由于储层厚度较小，连通性差，压力释放过程缓慢，一般需要较长时间。对于这种高压井我们根据压力情况，在井口安装不同排量的陈氏螺杆泵，加大生产压差，提高油井采液量，加快压力的释放。
六区西北由于储层厚度大，渗透率高，压力释放一般较快，对于这类高压井，我们在作业前2-3天开始放压工作。如GO6-29-2555，该井正常生产时日产液量在 140吨左右，躺井后也有一定的自喷能力，所以该井每次在上作业之前2-3天我们就相应降低对应水井的注入强度，作业过程外溢情况得到了明显改善。
2.2从长远出发，立足油藏，精细管理，从根本上解决地层高压问题
要想彻底的、从根本上解决地层高压问题，我们必须从油藏出发，合理控制地层压力场。在摸清地下砂体之间的联动性、油水井之间的连通性的情况下，精细日常地质工作，做好油水井日常动态跟踪，及时发现不正常的油水井，并及时采取措施，使注采比始终处于合理的范围，避免地层由于存水过多，导致压力上升，形成高压层系和高压井区。
参考文献：
[1]窦之林.孤东油田开发研究，2003：54-96
关键词：高压；储层差异性；油藏；地面
油水井作业过程中经常会出现由于地层压力高无法顺利进行作业施工的情况，遇到此类情况，必须采取有效的措施进行降壓，减少地层外溢。为了能顺利作业，平时工作中我们主要通过三种方式来达到目的，一是压井作业；二是计关邻近水井或降低邻近水井注入量；三是先放喷后作业。这样会造成诸多不利的后果，如：增加成本、延长作业占井周期、造成地层污染（造成损失产能）、井组产量下降、影响下步措施的实施等。所以解决高压油水井作业上修问题意义重大、刻不容缓。
1 高压区域形成的原因
要解决油水井作业高压问题，首先要找出造成地层高压的原因，再“对症下药”，解决问题。结合本站实际情况，总结出造成地层高压的原因如下：
1.1储层差异性及油水井动态变化双重作用导致地层高压
二区是我队的一个高压区块，在作业过程中外溢情况普遍，有些油井拔出绕丝后转自喷（如：GO2-18-60），有些井在射开层位后放喷（如：GO19-261），还有些井是在油管漏失后自喷（如：GO2-19-59、GO2-23-67）。截止目前有5口自喷井；有8口最后一次作业用卤水压井，有15口井近三次作业都用卤水压井。
二区以河道微相沉积为主，岩性主要为细、粉砂岩，平均有效厚度4.1米，平均孔隙度33.5%，空气渗透率1300×10-3μm2 。二区馆上段有四个砂层组，23个小层，各层层内、层间分布状态与厚度相差较大。
在这23个小层中，主力层7个，其中厚油层主要集中在53、54、55、62小层。这些主力油层整体呈现层状油藏特点，但局部差异性大。如二区馆五，54层储层厚度、渗透率都要好于53、55层，在54层内靠近断层边部、砂体边部有效厚度、渗透率相对较小。
储层层间和局部有效厚度、渗透性差异是地层高压形成的重要因素，但是在后期开发过程中油水井对地层的改造及注采不均衡也是高压成因的要素。
二区从2004年12月至2010年12月期间实施聚合物采油，从2010年12月16日开始该区块注聚水井相继改为注水。水井的注入情况、油井的采出情况及水线都发生了改变，地层也出现了不同程度的堵塞，出现了高压层、高压区域。
如GO2-19-261，该井是二区的一口水井，光油管注水，注水层位NGS53。该井虽然投产后未曾注聚，但它位于GO2-19-61、GO2-19-260之间的水线上，而GO2-19-61、GO2-19-260曾是注聚水井，所以GO2-19-261在新投射孔时放喷，且出聚合物；在转注作业时放喷，用相对密度1.26的卤水压井；由于前期的注聚堵塞，导致目前水井注入压力高，必须用增压泵增压才能正常注入，完成日配90m3。
GO2-19-264，目前液量90吨/天，动液面620米，虽然有100米的沉没度，但功图显示是供液不足，杆断后捞杆不成功，主要是因为地层压力高，无法压井。在检泵作业中，采用相对密度为1.22的卤水压井，对应水井GO2-18-163计关，而且从最后一次作业来看地层静压16.727Mpa。从平面上看该井对应一口水井，对应关系良好；从地层静压来看，该井地层能量充足，但是该井生产时却供液不足，通过分析我们认为该井供液不足的原因主要是由注聚后期地层有不同程度的堵塞造成的。
二区地层高压是储层先天不均质性与后天动态变化的结果。
1.2储层发育良好，油水井之间连通性好，长期高采出、高注入，导致整个层系高压
我队六区西北主力层属于河道微相沉积，储层厚度大（平均砂厚12.0米，有效厚度9.0米），渗透率高（平均渗透率1550），油水井之间连通性很好。开发早期以来六区西北油井的采液强度和水井注水强度就比较高，目前单井日液72.6吨，水井单井日注145方，目前注采比为1.07，截止2015.9份累积注采比为1.12，目前该区块平均地层压力14.62Mpa。该区块目前有4口自喷井。
六区西北地层压力高，能量充足是储层原始特性与后期油水井长期动态变化的结果。
如我队的GO6-29-554，该井目前单采55层放喷，砂层厚度9.3米，有效厚度7.6米，平均空气渗透率为3592*10-3um2，该井目前日液80吨，日油0.5吨，综合含水为88.3%，液面井口。
该井在15.1月作业过程中压不住井，采用相对密度1.22的卤水压井，未压住，刚关井测得套压1.0MPa，关井10分钟后压力升至2.5MPa，关井四小时压力升至6.5MPa，截止到目前为止该井仍自喷，作业无法搬上；深入分析得出导致该井高压的主要原因是邻近油井的动态变化改变了原来的流线，加剧了该井周围地层能量的堆积。
GO6-29-2555生产NGS55层，2014年12月以前正常生产时液量136.8吨/天，从2014年12月至15.5月该井由于出砂逐渐停喷，原来GO6-29-2555方向的水线也向29-2554方向改变。
GO6-29-554邻近油井GO6-29-2555的采液强度的降低改变了原来形成的流线方向，水线向GO6-29-554推进，而GO6-29-554的采液强度并没有很大幅度的提高，所以加剧了该井及周围地层压力的上升。
2 油藏与地面结合，解决地层高压问题
高压区域、高压层系的形成不是一朝一夕的，而是一个长期累积的过程，要想从根本上解决这一问题同样是一个漫长的过程，但是面对现已形成的高压层，在作业过程中如何尽快的放掉压力，使作业施工能够顺利进行，这就需要我们结合油藏、地面，双管齐下解决问题。
2.1分区块因井制宜，解决地层高压问题
二区就目前的现状来看，由于储层厚度较小，连通性差，压力释放过程缓慢，一般需要较长时间。对于这种高压井我们根据压力情况，在井口安装不同排量的陈氏螺杆泵，加大生产压差，提高油井采液量，加快压力的释放。
六区西北由于储层厚度大，渗透率高，压力释放一般较快，对于这类高压井，我们在作业前2-3天开始放压工作。如GO6-29-2555，该井正常生产时日产液量在 140吨左右，躺井后也有一定的自喷能力，所以该井每次在上作业之前2-3天我们就相应降低对应水井的注入强度，作业过程外溢情况得到了明显改善。
2.2从长远出发，立足油藏，精细管理，从根本上解决地层高压问题
要想彻底的、从根本上解决地层高压问题，我们必须从油藏出发，合理控制地层压力场。在摸清地下砂体之间的联动性、油水井之间的连通性的情况下，精细日常地质工作，做好油水井日常动态跟踪，及时发现不正常的油水井，并及时采取措施，使注采比始终处于合理的范围，避免地层由于存水过多，导致压力上升，形成高压层系和高压井区。
参考文献：
[1]窦之林.孤东油田开发研究，2003：54-96