采油注水技术存在的问题分析

采油注水技术存在的问题分析

贾寅 ,李成 ,李帅涛

长庆油田分公司第五采油厂堡子湾作业区，陕西 榆林 745000

摘要：油田地质结构致密，导压能力非常弱，采出资源往往比较少，为保障油田开发效益，在开采过程中，可利用人工补压的方式，控制地层压力。在挑选注入介质的环节中，优先考虑水。这是由于水造价相对低廉，并且密度高于原油。将其注入地层的处理难度更低，比较容易维持产量。可以说，合理运用注水技术与措施辅助低渗透油田开发，能够保障采收效果。

关键词：油田；注水技术；注采比

1油田注水开发技术分析

1.1油藏特征

该类油田储层大多是高长石与低石英，包含不同类型的填隙物。由于区域与油藏层段差异，所以填隙物实际组分含量会有差别。另外，的油田内，细砂比重相对偏高，砂与粉砂次之。油藏储层孔隙偏小，假设是亲水类的油藏，其毛管力便是驱油动力，可以提升油藏吸水效果。但倘若是亲油类，便会弱化毛管力，让吸水量下降，无法正常注水。该类油藏孔隙一般是粒间孔与晶间孔，和中高渗透的油田比较，其连通孔隙的体积更大。

1.2开发方式

一是切割注水，利用注水井把油藏分成若干区块，结合各个区块的具体情况实施注水处理。选择此种开发方式的油田，要保证有很大的油层面积，同时还需具备较高的稳定性，以及良好延伸长度。切割处理中，生产井和注水井可以稳定连通。二是边缘注水，其主要用在油藏分布稳定、边界明显的油井。在生产过程中，注水井要按照特定形式分布，油水过渡区域实施注水，如此可保障井内压力可靠传递。三是面积注水，这一般用在油层分散、延伸性不良的项目中，油层渗透系数小，注水井与油井需要以几何状分布，全部油井均可作为注水井“第一线”，使整体注水面积合理扩大，继而提升采油效率。

1.3讨论意义

油田的非均匀性特征比较明显，提高实际开发生产难度，影响采油效果。讨论相关的注水开发技术，可以为油田项目降低作业难度、增加产量提供参考。以开采工作人员的角度看来，生产实践中应根据油田物理特性，持续改进注水技术，结合油田分布情况，通过周期性注水的形式，稳步提高开发水平。同时，因为该类油田储层厚度相对偏薄，容易弱化井点空气渗透程度，使开发难度提升，工作人员要结合油田发育情况，选择更加适合的注水技术，保障实际开发效果。

2油田的注水开发技术

2.1超前注水和同步注水

在项目中，为缓解油层天然能量低，以及导压性有限等条件的影响，能够通过组合运用超前注水和同步注水的方式进行处理。其中，超前注水技术在压力敏感性的油层项目有着良好的使用效果，可以维持地层压力。同时，还能降低产能递减的速度，缓解油田生产含水量的上升。比如，某油田的一个区块内，选择二者组合模式的采油井，在投产5个月之后，开发强度由原本0.65t/dm，下调到0.49t/dm，而产量降幅在29.8%~31.4%之间。同一油田内选择滞后注水方式的油井，生产2-6个月期间内，开发强度由0.4t/dm降低到0.32t/dm，整体降幅在45.3%~55.1%。从数据对比来看，和滞后注水技术相较，二者组合模式的油井产量降幅更小，这意味着此项技术可以减缓产量下降速度，保持产量基本稳定。

2.2分层注水开发技术

油田内，油层数量较多，还存在单砂体发育问题，不同层间渗透表现也有很大差别，如果单纯采取笼统的注水处理方式，很难收获可观的驱油效果，造成注水效率偏弱。对于该类情况，主要利用分层注水技术处理，其可以根据层间情况与层内含水提高速度作出针对性调整，这样能保障储量动用效果。实际生产中，一般采用以下几项举措。首先，油田前期开采时，利用分层注水的手段，最大限度上降低层间渗透的出入。同时，在注水操作期间，还要关注地质岩石吸水表现，保障在开采初期可以优化注水强度。其次，对于老分层井，选择分层注水开发中，必须结合所用生产项目油层特征，选择细分层注水方法。以厚度大、油层数量少的油井角度来说，如此的开发方案有利于加强油层本身的生产潜力。最后，继续深化对于油藏情况的了解，细分单砂体，梳理注采对应关系，改善动用程度。

2.3保障注水效果举措

一方面，优化注水品质。由于油田本身的渗透能力比较弱，而且地层孔隙分布非常复杂，所以对注水操作中使用的水质有较高标准。为有效提升油田产能，相关单位应当注重保障用水质量。对此，第一，要根据规定的水质标准，选择合适的水体，持续提升水质处理力度，保证出站水质符合注水开发需要。第二，落实水质保护管理，比如井下管柱与注水管线等设施均需经过全面防腐，防止水体注入油层以前被污染。另一方面，周期性注水处理。一般条件下，油层内的油藏存在非均质特点，而且该特征非常突出，导致油层裂缝不规则，形态千差万别，同时还具有较强的方向性。等到注水处理后，水体迅速延伸至高渗透层以及油层裂缝处，导致出油层实际数量下降，继而提高层间“矛盾”，使动用程度下降。为克服该种现象，建议选择周期注水方式，其主要是借助周期性调整注水量以及采出量，让层间产生失稳的压力场，流体受到压力场变化的影响，不断交换与分布，提高油层毛细管的渗吸效果，扩大注水作用面积，促使采收量增加。

3油田注水开发实例讨论

以某油田为例，其在2002年开始投产，在开发期间结合区块地质条件、动态特征等，尝试运用不同的注水技术。下面结合油田开发中实际存在的矛盾，讨论其开发实践。

(1)通过周期注水，把控注水压力。停注过程中，注水井以及生产井周边油层压力下降，先下降高渗透部分与裂缝内压力，此时低渗透和其之间产生附加压差，受此影响低渗透层内的油转移到高渗透区域。而且在单个注水周期内，保障低渗透层的注水效果，扩大作用范围，提升采收率。案例油田进行一年周期注水，使注水压力提高速度放缓，并且产量下降速度也得以控制。

(2)利用层段轮换注水，控制区块注采比。在案例油田中，为稳定地层压力，开采初期选择高注采比，这样起到恢复压力、供应能量的作用。当油井见效以后，在确保注采平衡的基础上，需降低注采比。该油田结合自身实际情况，研究油层连通与水驱方向，并加以调整。在实施层段轮换注水后，区块压力以及注水量明显下降，注采比也保持在4.1以下。

(3)借助优化配套产液结构，努力提高实际产量。为实现注采平衡，结合案例油田开采中的实际矛盾，优化注水开发成效的关键点还是在注采比上。一方面，有效调节注水结构，加强对注水量的控制，由此减小注水压力。另一方面，按照油井具体状况，选择适合的配套措施，逐渐优化砂体注采的实际关系，以及水驱效果。案例油田对于油层发育良好、厚度较大，但没有注水效果、产油递减速度高的油井，采取CO2吞吐实验。在该过程中表现良好的油井中，一共添加210m3药剂。最终单井每日平均产油量从0.7t提高至1.5t；地层静压从8.3MPa变为10.4MPa；累计提高产油量有82t，这说明了上述工艺举措见效。

结束语

在国内石油资源紧张的情况下，提升油田项目的开发，有利于缓解资源压力。但由于该类油田特殊的地层条件，产量下降速度快、地层能量供应不足等问题实属常见。针对项目，要根据储层具体条件，选择合适的注水技术，并注重科学化调节，由此实现达到稳定油田产能的目的。

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