水井增注工艺技术1

水井增注工艺技术目录第一章裂缝扩展注水技术第二章压裂増注技术第三章微生物水井降压増注技术第四章水质精细控制技术第五章活性剂增注工艺第六章分子膜增注工艺第七章酸化増注技术我国的大部分低渗透油田仍以注水开发为主。

由于低渗透油田的渗透率低、孔隙度小等特性，低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中粘土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，以及水质的原因，地层极易堵塞，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。

注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，同时长期高压注水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。

为了提高水驱效率，必须增强注水。

目前增注工艺上主要采取酸化、补孔、分层注水等常规措施方法。

但酸化有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。

低渗储层岩石中的粘土矿物含量通常大于10%，膨胀性及微粒迁移性粘土矿物会直接影响储层质量，给注水开发造成极大危害。

早在60年代，美国等国家对油层伤害问题就进行了大量的研究工作，由此也带动了水质方面的研究工作。

进入70年代后，随着科学技术的不断发展和研究工作的深化，对油层伤害的机理和水质在注水开发中的重要性认识愈加深刻。

一种理想的注入水应具有来源广、与地层中流体相互配伍、不与地层岩石反应，对注水系统腐蚀率小、不堵塞油层且驱油效率高。

但大量实验室试验和矿场实践证实除泥浆、各种不同作用的作业液对地层造成伤害外，注入水水质亦与地层伤害关系密切。

注入水水质差不仅达不到注水保持地层能量、提高采收率的目的，反而会影响油田的正常开采，造成地层损伤，导致油、水井频繁作业。

渗透率伤害的机理是粘土膨胀堵塞孔喉和微粒堆积堵塞孔喉。

油层伤害是造成注水能力下降的一个主要因素，对油田开发是相当不利。

在油田开发中，油层伤害是一个普遍面临的问题，造成油层伤害的因素是极其复杂的，主要有微粒因素、流体因素、油藏岩石因素、毛管力因素、微生物因素、化学反应因素。

目前大部分低渗透油田仍以注水开发为主。

主要矛盾是注水井能量扩散不出去，注水压力不断上升，吸水能力不断下降，采油井见效差，生产能力急剧降低。

在注水过程中，外来流体与油气层的岩石和流体接触，并发生各种物理、化学变化，造成地层损害。

注水过程造成的油层伤害具有以下特点：贯穿注水过程始终,具有长期性；注水造成的伤害具有复杂性和综合性；表现为伤害部位多、面积大，低渗透储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，容易被污染堵塞。

一、吸水下降机理引起注水井吸水能力下降的原因可综合为以下几个方面：（1）注入水中机械杂质影响在注水开采过程中，如果注入水水质不符合要求，固相悬浮物随之侵入地层，在孔隙喉道处形成堵塞，造成地层伤害。

杂质含量越高，颗粒直径越大，对地层的伤害越严重。

固相颗粒堵塞伤害的根源受外界因素的影响;而固相颗粒侵入后使油层渗透率下降的幅度与岩石的孔隙结构有关。

注水过程中，大于孔喉直径1/2的颗粒多在射孔炮眼渗滤面处堵塞，形成较易处理的外滤饼；等于孔径1/3～l/10的固相颗粒可进入近井地带(半径小于10cm)形成内滤饼；小于孔径1/10的颗粒可随注入水流动，不致严重堵塞近井地带，但对深部地层的渗透性有影响。

（2）注入水与设备和管线的腐蚀产物（如氢氧化铁及硫化亚铁等）造成堵塞；注入水中所带的细小泥沙等杂质堵塞地层。

（3）细菌堵塞：注入水中所带的细小微生物（如硫酸盐还原菌、铁菌等），除了它们自身有堵塞作用外，它们的代谢产物也会造成堵塞；当过滤器和地层被腐生菌产生的荚膜黏液堵塞时，用酸化及一般解堵方法不能解堵，黏液附在设备内壁会形成浓差电池，形成有利于硫酸盐还原菌及铁细菌生长的局部厌氧环境,导致点蚀。

细菌主要通过以下方式损害油气层：菌络堵塞。

细菌进入储层后，只要有适宜的条件，它们就繁殖很快，并常以菌络存在，这些菌络体积较大，可堵塞孔道，降低储层渗流能力。

粘液堵塞。

腐生菌和铁细菌都能产生粘液，这些粘液的产生不仅易于堵塞油层，而且还为硫酸盐还原菌的生长提供局部的厌氧区，使之得以繁殖。

由粘液形成的堵塞很难处理。

其它损害。

细菌活动产生的CO2、H2S、S2-等，可引起FeS、碳酸钙等无机沉淀的生成，由铁细菌氧化形成的氢氧化铁沉淀也可堵塞渗流通道。

细菌的繁殖与损害将随着地层水矿化度、地层流体温度和含油饱和度的降低而增强。

（4）注入水中含油影响对低渗透油藏，即使按照目前标准，注入水中含油量等严重超标，影响低渗透油藏注水效果。

含油污水的油-水体系的性质决定了油在水中的分散状态和粒径大小。

油-水-岩石体系中，油的聚合、累积、吸附等将给油层渗透性等带来许多不利影响。

注入水中的油及其乳化物表现为液锁、乳滴吸附喉道表面，堵塞或减小喉道。

（5）注水过程中储层粘土矿物敏感性堵塞地层粘土膨胀是粘土吸附水而膨胀,尤其是在滤液的含盐度低于地层水的含盐度、粘土中的蒙脱石和混层粘土含量高的情况下,粘土膨胀相当严重。

当储层的粘土含量越高,渗透性越差,滤液的矿化度越低,酸碱性越强，粘土膨胀越厉害。

油藏中的粘土按成分分为四类：高岭石、蒙脱石、伊利石和绿泥石。

不同的粘土对地层造成的伤害机理不同。

高岭石具有微小膨胀性能，这类粘土可以释放到流体中，若孔隙表面不重新吸附，会产生运移，因而产生的是“运移型”地层伤害；当进入油层的流体的化学成分和矿化度与其不配伍时，岩石中的膨胀型粘土便能在其外表面或单元型和含量有关。

根据研究，蒙脱石是膨胀型粘土，遇到淡水后能够膨胀到原来体积的几倍，膨胀的程度随蒙脱石组矿物含量的增加而增大。

膨胀的结果导致孔隙度降低，渗透率下降；伊利石能够形成多种晶体结构，有时以不规则的纤维状结构在孔隙中生长；绿泥石是强酸敏的，酸处理后同铁的化合物作用形成沉淀。

同时，砂岩油藏还存在其它微粒：如石英、长石、云母、方解石、白云石、菱铁矿、氯化物和重晶石等。

这些微粒同粘土微粒一样，也会在孔隙表面沉积，在孔喉处发生“桥塞”或“卡堵”。

粘土膨胀的大小与水的性质有关，通常淡水比盐水使粘土膨胀的大，由于地层水含盐量高，因而一般注地层水比注地面水引起的粘土膨胀要小。

此外，粘土中最小颗粒含量愈多，则膨胀性愈大。

不同种类的蒙脱石粘土膨胀能力也不同，钠蒙脱石具有最强的膨胀性，可膨胀到原来体积的10倍。

而钙蒙脱石只具有中等膨胀能力。

这些粘土因水化膨胀减小油层孔隙通道而造成油层渗透率伤害。

（6）微粒运移微粒运移是由化学反应(生物沉降作用)和物理反应原因引起的,其中最重要因素是流体流速。

微粒运移在各种作业环节都可能发生而且在各种伤害的可能原因中是最主要的一种。

微粒因素：内部微粒：油层内部粘土的膨胀、运移和再沉积是油层伤害的主要因素之一。

沉积中的粘土有两个来源：碎屑粘土和自生粘土。

所有类型的粘土都具有吸水特性，有的甚至会与水发生水合作用，产生膨胀。

外部微粒：在油田开发中，注入流体也可能含有各种微粒杂质。

外部固体微粒的入侵、在孔隙内运移、孔隙表面沉积或孔喉处卡堵，也会在注入井附近产生严重堵塞。

它是比较普遍和相当严重的地层伤害，几乎所有生产油、气的储层都含有一些细小矿物(粘土和粉砂)颗粒，它们是可运移的微粒的潜在物源，微粒运移伤害是由包括粘土颗粒、非晶质硅、石英、长石、云母和碳酸盐岩石颗粒等多种微粒运移造成的。

微粒运移是一种运移、转移现象，主要取决于水动力的大小，流速过大和压力波动过大都会促使微粒运移。

微粒要么胶结在骨架颗粒上，要么松散地附着在孔壁上。

如果流体的粘滞力和界面力能使微粒脱落运移，那么发生运移的微粒是松散附着的微粒，而不是与基岩胶结良好的微粒。

但是如果流体产生的水动力很大，超过了微粒间或微粒与基岩间的胶结强度，那么与基岩胶结良好的微粒变得松散易动，它们将随流体运动而运移至孔喉处，要么单个颗粒堵塞孔隙，要么几个颗粒同时通过孔喉时桥架在孔喉处形成桥堵，并拦截后来的颗粒造成堵塞性伤害。

注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，同时长期高压注水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。

为了提高水驱效率，必须增强注水，目前增注工艺上主要采酸化、补孔、分层注水等常规措施方法，但有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。

二、增注必要性注水开发是最经济的提高采收率的技术手段，在国内外进行了广泛应用。

注够水、注好水是油田稳产的基础。

相对于中高渗油藏来说，低渗油藏的难点是注水困难，存在注水启动压力高，渗流阻力大；储层敏感性强，注水井能量扩散慢，注水压力不断上升；吸水能力低，且吸水能力不断下降等问题；从而导致低渗油气藏的注水开发效果不佳，地层能量得不到有效的补充，油井产量下降快，油层动用状况差。

在低渗油藏的水驱过程中，一般都要出现注入能力降低现象。

注水过程许多因素影响注入速率和注入压力，如注入指数、岩石和流体的特性、井的几何特性、运移比等。

但是操作效率和地层伤害是主要影响因素。

操作效率取决于如下几个因素：能量供给、井口/海上平台条件、设备设计、泵效率及操作人员的熟练程度。

地层伤害是由于地层细颗粒的运移、盐的沉淀、水中固相或油相堵塞孔喉造成的。

这些颗粒全部保留在油藏岩石的孔隙中，并形成泥饼，使渗透率降低，注水能力下降。

解决注水能力下降的通常技术方案是处理水质或进行井下作业，但是这些操作成本都是十分昂贵的。

一个低成本的解决方案是提高注水压力，允许注入效率有一定程度的降低，这样可以避免注入量的降低，这样通常导致注水时产生裂缝，并扩展。

近年来，利用这一原理，形成了裂缝扩展注水技术。

目前低渗透油藏主要采取注水开发，但由于低渗透油藏特殊的孔隙结构以及注水伤害等原因，导致注水困难，波及系数降低，采收率减小。

目前增强注水主要有物理方法与化学方法，主要包括常规压裂增注、振荡、酸化等增注技术，但均存在有效期短、费用较高、二次伤害等问题，新创新的工艺有裂缝扩展注水技术、活性剂增注工艺，分子膜增注工艺、水质处理精细注水工艺。

为此，针对注水井的增注学习的主要技术有：裂缝扩展注水技术，酸化增注工艺，压裂增注工艺，活性剂增注工艺，分子膜增注工艺，水质处理精细注水工艺；配套技术还有注水评价技术。

第一章裂缝扩展注水技术一、概念裂缝扩展注水技术是运用常规的水力压裂原理，在低渗透油藏注水井中实施的一种提高注水量的技术措施。

低渗透油藏中，由于储层的渗透率较低、渗流阻力大、以及常规注入水水质的影响，使地层吸水能力差。

在这种情况下，保持注水量不变，提高地面注水压力，当井底压力达到地层破裂压力时，就会在沿垂直于最小主应力方向产生裂缝。