加强注水工艺配套 改善油田开发效果

加强注水工艺配套改善油田开发效果

【摘要】采油厂开发已进入开发后期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。

【关键词】油田注水工艺细分注水增产增注

随着油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响了油田开发效益。注水是保持油藏压力，提高水驱效率的有效途径，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，提高注水波及体积，才能保持单元产量高位运行。本文以青海狮子沟油田为例，探索了注水工艺配套对改善油田开发效果的作用，采油厂成立注水项目攻关组，强化深层分注、中浅层增注措施，提高注水层段合格率。

1 开发后期油田现状和问题

狮子沟油田截止2010年12月底，狮子沟油田总井数81口，其中油井61口，开油井41口，注水井20口，开井14口，核实年产

油1.9×104t，核实累计产油37.5466×104t，核实年产水6.503

×104m3，核实累计产水55.8457×104m3，年注水13.4834×104m3，累计注水103.3927×104m3，年注采1.38，累计注采比0.847。目前油藏综合含水为76.95%，地质储量采油速度0.91%，地质储量采出程度17.3%，可采储量采油速度4.56%，可采储量采出程度86.51%，综合递减18.31%，自然递减22.5%。目前油田注水开发存在问题；

（1）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；

（2）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；

（3）随着开发强度的加大，能量下降很快，边水影响突出，含水快速上升；

（4）分层注水受水质和油井连通性影响，层段合格率低。

对注水开发中“平面、层间、层内”三大矛盾，加强油藏开发动态分析，以“注上水、注好水、注足水、高效注水”为目标，强化以注水为核心的老区综合治理，推广应用注水新工艺，开展井网完善、注采调配、源头水质一体化管理，着力改善注水开发效果。注

采对应率提高到5.4%。通过治理，油田深层和中浅层注水符合率分别上升10.1% 和20.2%以上，夯实了油田稳产开发基础。

2 注水工艺配套新技术

2.1 分层注水工艺技术

形成了适应不同油藏、不同井况、不同开发阶段要求的精细卡封精确定位、液控式分层注水、双管大压差等分层注水工艺技术系列，进一步提高了分注率和层段合格率，可满足井深大，工作压差≤35兆帕，2～5层的井况分注要求。采用大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工作受管柱遇阻影响，增大了测调工作量，降低了水井测试数据准确性，分层注水效果难以量化。为简化投捞测试工作量，开展空心分注管柱测调一体化工艺技术研究，摒弃常规配水芯子，采用同心同尺寸可调节配水装置，分层级数不受限制，配水器内通径达46毫米，便于后期测试、调配工作。生产中，水井无需投捞注水芯子，调配采用无级调配方式，调配更精确，一次作业完成测试、验封、调配工作，降低了工作量及施工费用。在一级二段分注井中推广同心双管分注技术，逐步解决测调成功率低，分注合格率低的问题；在合注井中采用玻璃钢防腐油管笼统注水，解决注水管柱腐蚀穿孔问题。

2.2 欠注井治理技术

欠注井是个“老大难”，从形成原因入手，重点分析，分类治理。对油层物性差、启动压力高且分布零散的欠注井采取增压泵注水；对出砂欠注井，应用涂料砂、化学防砂等防砂工艺进行治理；对地层堵塞的水井则采取射流解堵、振荡解堵、复扩射等措施进行治理。共实施增注措施19井次，平均每口井日注水能力增加了106立方米。

2.3 压裂解堵技术

压裂工艺技术是低渗透油层试油配套技术的重要组成部分，也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术，压裂工艺对低渗油层改造增产有一定作用，可以反复压裂。一是特低渗储层压裂技术。“深穿透、饱填砂”水力压裂是对付特低渗储层的一项压裂改造技术，在实践中得到进一步的完善和提高。二是浅油层压裂工艺技术，针对浅层油层原始含水饱和度高、温度低、压力低的特点，确定了“浅油层小井眼低成本开发”战略，围绕提高单井产量目标，开展浅油层压裂工艺技术研究与攻关取得成效。四是压裂液优化技术，有力地保证了低渗透储层压裂效果的提高。五是岩石力学参数及地应力测试技术，它使低渗透压裂优化设计技术得到较大提高。2012年以来进行了现场试验，采用压裂解堵技术有效率82%，平均注水压力

降低3.1mpa。

2.4 地层配伍以及精细过滤注水技术

加强转注前区块敏感性分析评价、油层保护和预处理技术研究，强化注入水质的配伍性监测工作，保证注水质量和注入水与油层的配伍性。同时，加强注水的精细过滤例如：某断块是独立小断块。长期以来，该区块十几口油井没有能量补充，严重影响了正常生产。开展精细过滤注水试验。精细过滤注水工艺主要由水源井、存水设备、过滤设备、增压设备及注水井组成。基本思路是将水源井作为洁净水来源，通过过滤设备去除机械杂质，然后由增压泵将合格水质注入油层，三口对应油井合计日产液量由45吨上升到48吨，综合含水由19.1%降到17.2%，精细注水效果初步显现。

2.5 化学调驱技术

为改善纵向吸水剖面，提高油田水驱效果，通过加大调剖力度，扩大深部液流转向深部调剖调驱的实施，封堵大孔道，减少无效循环，提高注水利用率。针对注水存在的问题，注入水沿高渗层或裂缝方向窜进，造成纵向各层和平面各向油井受效不均；小剂量的化学调剖封堵半径较小，后续注水很快绕过封堵屏障，措施有效期大大缩短。对区块整体实施调驱措施，使层内高渗透带受到控制，扩

大注水波及体积，使相对较低的渗透带得到动用，提高水驱采收率。

2.6 超前注水技术

对储层物性差、产量低、压力低、天然能量匮乏以及微裂缝发育等储层，以实现有效开发为目标，从井网和注水两方面做文章，摸索形成了超前注水、优化井网的一整套技术和方法。低渗透油藏的一个重要问题是地层能量不足，相当一部分油层的压力系数只是0.6～0.7，这是单井产量不高的直接动力学原因。超前注水的基本思路就是从解决这一问题入手，提高单井产量。超前注水贵在超前，总的做法是在采油井投产前超前投注注水井，从而建立了有效的压力驱替系统。超前注水区对应油井初期平均单井日产油达到5.6吨，比相邻区域同步注水区油井初期产量高1.4吨/日。

3 结论

对于非均质油藏，开发初期分层注水是调整矛盾改善开发效果的主要手段，随着开发的深入进入中后期，由于水质的影响，多次作业岩石骨架的破坏，井况恶化，以及地层出砂堵塞等影响，井网受到一定程度的破坏，强化注水工艺配套，完善注水工艺，是减缓油田递减，控制含水上升，提高水驱储量的有效手段。