水平井注水技术分析与应用研究

水平井注水技术分析与应用研究
[摘要]随着国内外大多数油田进入开发的中后期，能够提高油田产量的水平井技术得到了迅猛发展和应用发展。

与此同时，作为新兴的油气田增产技术的水平井注水技术也得到了广泛的应用。

但是在国内外也有相当多的油气田在采用水平井注水技术时没能取得成功，不仅没有达到增产的目的，还破坏了储层，给油气田的开采带来重大的损失。

究其原因，是由于这些油气田没有搞清楚什么样的油气田可以采用水平井注水技术，或者说什么样的储层地质和流体条件才能够使用水平井注水技术。

基于此，笔者对水平井注水技术的优势进行了详细的分析，并在此基础上，探讨了水平井注水技术的应用实例，并对可用水平井注水技术开发的油气藏进行了梳理归纳。

为以后的水平井注水技术的使用和选择提供了参考依据和指导。

[关键词]油气藏注水技术水平井技术
1992年在NewHope油田，Texaco公司完成了世界上第1口水平井注水实施[1]，国内外很多专家和学者开始了水平井注水技术研究[2-3]，通过不断的开发研究和实践应用，水平井注水技术取得了很大突破，逐渐趋于成熟。

下面对水平井注水技术的优势及其应用发展进行介绍分析。

1水平井注水技术的优势分析
越来越多的国内外水平井注水实践表明：水平井注水不仅能够提高水驱波及系数和注水效率，还能够提高油气田的压力水平和最终采出程度，使得油气田具有良好的经济效益。

（1）注入压力相对较低。

丰富的现场资料和施工实践表明：在注入速度相同的情况下，和直井水驱开发相比较，水平井注水所需的压力很低，大约是直井注水开发注入压力的十分之一。

由此可知，在相同的注入压力下，水平井注水技术能够大大提高注入速度。

（2）线性驱动。

由于水平注入井在储层中有相对长的水平井段，且能够产生丰富的热裂缝，使其注水的水驱前缘可近似为线驱动，并且具有很好的稳定性。

但并不是任何时候水平注入井的驱动都可近似为线性驱动。

当储层较厚或井网较密时，大部分注入流体形成了径向流，此时水平注入井的驱动不能再近似看作线性驱动。

一般而言，在薄储层中，水平井的驱替仍可近似为线性驱替。

（3）产生很多热裂缝。

由于冷水的注入，井眼周围地层的岩石的极限张力将会降低，产生热裂缝。

这位油气的开采提供了更大的渗流通道。

另外，这些裂缝在应力场的加强作用下很少闭合，这就形成了多重裂缝，这些对油气藏的渗透性和流体的流动都会产生重大的影响。

（4）经济效益较高。

水平井注水技术的应用给油气田的开发带来了巨大的
技术突破和经济效益。

主要包括以下几个方面：增加了驱油效率较高、提高了油气产量和注入量、降低了成本、增加了可采储量、提高了最终采收率。

2水平井注水技术的应用与发展
水平井注水技术最早起源于国外，在加拿大和美国应用最为广泛，本节通过对水平井注水技术的应用实践和发展状况的分析，得出成功案例的特点，为水平井注水技术的适用性分析做铺垫。

2.1水平井注水开发的应用实例
（1）美国安森和布拉德油田水平井注水实践[4]
美国的这两个油田地理位置相距很近，分别开发于上世纪八十年代和上世纪五十年代，二者的地质特征非常相似，都属于早期二叠系，储层岩性为多孔性碳酸岩。

为了提高这两个油田的最终采收率，美国批准了采用水平井注水技术的实施方案，并选择了温尼公司进行设计实施，也是当时比较早的实施水平井注水技术的油田。

温尼公司设计了3口井用作注入井，并且三口井的水平段全部为458m。

进行了目的层的压力测试，并下放各种管柱。

最初设定在深度75m处进行注水，并且在采油速度和注水速度方面要比常规方法高，使得单井水平井的日注入量达到208 m3，这种注入量在当时是非常高的。

最后，通过实施水平井注水技术，这两个油田的增产效果分别为：安森油田的可采油量增加了4x104t，布拉德油田的可采油量增加了19x104t。

并且最终采收率也大大提高。

（2）中国塔里木哈得4油田[5]
中国的水平井注水技术发展要落后于外国，应用比较好的油田是塔里木的哈得4油田。

该油田是一个边水层状油藏，它的油层非常深、油层厚度非常薄、含油面积比较大、储量丰度非常低。

它的基本特征如下：地质储量1194×104t、储量丰度为18×104t/km2、含油面积6616km2、平均孔隙度15%、埋藏深度5000～5023m、平均渗透率为50×10-3～300×10-3μm2、油层厚度0.7～2m。

衰竭式的开发方式使得地层压力下降过快，开采不到一年压力下降到了40MPa，一部分油井因此而关闭，为了改变这一状况，该油田于2001年11月采用了直井注水开采，但是较高的注水和启动压力、较小的注水量，使得效果很不明显。

为了进一步开发油田潜力，该油田于2002年8月又引进了水平井注水技术，并在井HD1-27H 进行了注水测试，通过测试发现：水平井注水的注水压力和启动注水压力较直井低了很多；和直井相比，吸水能力提高了五倍。

鉴于水平井注水的良好效果，该油田于2003对HD1-5H、HD1-16H、HD1-25H、HD1-22H、HD1-10、HD1-18H、HD1-11H6等井全部进行了投注。

进行改造以后，日产液量已经变为1007m3，较改造之前的日产液量742m3增加了265m3/d。

并且日产油量也增加了144m3/d。

注水增产效果显著。

2.2水平井注水开发的流体性质分析
地层的流体物性对水平井注水的应用具有非常重要的影响。

通过前人的实验研究：对一个面积为1.62×105m2的油藏进行模拟，并用五点法进行水平井注采井网布局。

最后得到三种（0.3、1、4）流度比下的采出和注入的孔隙体积倍数，结果显示为：当M=0.3时，其注水效果最好，最后的采收率非常接近百分之百；而当M=4时，其注水效果较小，最后的采收率不到百分之五十。

其中，流度比是表征地层原油稠度的一个物理量。

它对水平井注水技术的应用影响较大。

流度比和注水效果的基本规律如下：采出孔隙体积会随着流度比的增大而减小越，反之亦然成立。

因此，只有油气藏的流度比小于一个上限值，采用水平井注水技术才会取得较好的效果，并且流度比越小，水平井注水的作用就会越大。

3适宜利用水平井注水开发的油气藏
由于客观条件的限制，部门地区和部分类别的油气藏不适宜使用水平井注水技术进行开发，为了避免水平井注水技术的滥用和错用，笔者通过对流体性质、水平井注水敏感性等情况进行了分析，总结了比较适宜利用水平井注水技术的几类油气藏，具体如下：
3.1一般低渗透油气藏
因为直井压开的裂缝方位和形态都比较单一，用直井开发低渗透油气藏则很难取得较大突破，而采用水平井注水开发不仅减小了渗流阻力。

还增加了驱替长度和泄油长度。

钻开的水平井一般都要达到近千米，这比直井注水要好得多也容易得多。

因此，对低渗透油气藏采用水平井注水技术具有明显的优势，可显著提高低渗透油气田的油气采收率和产量。

3.2中后期油气田或枯竭油气藏
大部分进入开发中后期的油田都面临着待采油气所在储层的渗透率降低、地层压力下降等诸多问题。

很多有采用了酸化压裂、聚合物驱、蒸汽驱等等的增产技术。

但是这些技术成本较高、操作复杂，不适宜于部分小油田。

此时，分支水平井注水就体现出了它的优势。

通过水平井把老油井连接到新生产井上并注水驱替，这种处理方法并不需要在重新搭井场、布管线，就能够很好地进行老井的新开发，获取附加经济效益。

3.3薄层油气藏
储层厚度较小的油田适宜采用水平井注水开发。

当采用水平井注水开发时，它的注入和采出长度基本上是无限的，因而具有很好的优越性，能够取得良好的经济效益。

而直井注水会出现注水能力差、注水压力高、启动压力等问题。

3.4裂缝性油气藏
当地层中的裂缝为垂直方位裂缝，由于裂缝方位和分布差异钻直井时不可能
钻遇天然裂缝，注水也不可能对其进行波及。

但是，钻水平井时，在很大程度上会形成多重裂缝，大量的开发实践也证明了这种情况的存在，因为穿透了很多地层裂缝，所以注水时能够取得很好的开发效果，获得最大的经济效益。

参考文献
[1]凌宗发.水平井注水技术应用研究[D].中国石油勘探研究院研究生部，2005.
[2]Popacg，Alext Turta. Waterflooding by horizontal injectors and producers [R].SPE78989，2002.
[3]凌宗发，王丽娟，李军诗等.水平井注水技术研究及应用进展[J].石油钻采工艺，2008，30（1）：83-88.
[4]刘新，张晓刚，陈弘.水平井注水采油技术研究综述[J].石油天然气学报，2005，27（5）：802-804.
[5]刘鹏飞，姜汉桥，蒋珍.低渗透油藏实施水平井注水开发的适应性研究[J].特种油气藏，2009，16（3）：7-9.。