油田注水开发技术

油田注水开发技术（共12篇）

油田注水开发技术 篇1

摘要：油田注水开发即是二次开采油藏, 是我国陆地上油田的主要开采方式, 通过对油田的注水, 能够在保持油层压力的情况下有效提地高石油的开采率, 就我国各大油田的开采模式而言, 油田注水开发占据着主导性, 而如何更精准地开发油田注水设备及完善专业知识, 也将成为我们要不断学习和研讨的方向。

关键词：二次开采,油田注水开发,石油,开采率,注水系统

一、专注油田注水开发研究的必然性

众所周知, 石油的形成需要上百万年, 对于这种非再生资源, 在我们不断努力, 发现可代替资源同时, 必须要加大石油的开采率, 然而在油田投入开发后, 随着开采的时间不断地增长, 开采出来的石油不断地增多, 致使油层本身能量不断被消耗, 油层压力不断下降, 地下原油大量脱气, 粘度的增加使油进产油量大大减少, 有的时候甚至会停产, 造成地下残留大量的死油采不出来。为了保持或提高油层压力, 实现高产量油田, 则必须对油田进行注水, 如此, 对于专业设备注水系统就会有着越来越高的精准性和专业性的要求, 从业专家的知识也在不断地要求提高, 这是一个非常好的良性循环, 综上, 无论从保护石油资源还是发展社会人才的角度来说, 我国专注于油田注水开发有着不可停歇的必然性。

二、油田注水开发的发展性

油田注水方式即是注水系统, 其指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。

据我国现有各大油田实践开采中可以分析到, 有以下几种注水方式: (1) 边缘注水, 其分为缘外注水、缘上注水和边内注水三种; (2) 切割注水; (3) 面积注水, 可分五点法注水, 七点法注水, 歪七点法注水, 四点法注水及九点法注水等。

其实, 所谓的油田的注水开发, 相当于油藏的二次采油工程, 是在天然能量第一次采油过后, 运用得最多的一项提高油田采收效率的方法。油田注水开发工作, 在有限的石油资源中, 不断提高了石油的开采率, 不难看出, 研究注水油田及未来的发展方向具有很重要的现实意义。

三、油田注水现阶段的成果及未来方向

大庆油田是我国目前最大的油田, 也是世界上十几个特大油田之一。1959年首先钻开油层, 获得工业油流。紧接着在1976年全油田年产油量已达到设计最高水平, 从1976至1978年已稳产三年。其在开发过程中, 对油田地质情况进行了较为细致的研究, 根据各区不同的地质特征, 分别采用了不同井排距的行列切割注水和面积注水的开发井网。并针对油田具体情况, 研究和采用了“早期分层注水, 保持油层压”的措施。

2005年开始, 我国另一大油田—胜利油田采油工艺研究院开展了“胜利油区主力油田注水开发关键技术研究”。他们完成的多层砂岩油藏集成细分注水技术、定量配水技术以及分层注水技术系列, 为老油田后期精细注水开发提供了有力技术支撑, 其研究成果整体己经达到国际领先水平。

在未来我国油田作业能力必然处于不断提升中, 我们要实现油田开发长期高产和稳产重要的技术, 必须要能够保持油层压力、降低原油递减率, 从而提高了油田的开采效率。在这其中, 注水设备的技术以及注水工艺技术都位列研究首位:

1. 在注水设备方面, 首先, 要详细专研注水设备的设计制造理, 从而提高产品的质量;其次, 要着重关注注水系统效率。把注水管网、配水间、注水井及相邻的注水站结合为一个系统进行研究;接着, 我们必须对注水设备的运行可靠性进行研究。

2. 在注水技术方面, 随着油田开发的不断深入, 很多状况的出现, 研究人员对一些高温、高压、低渗区块不断投入注水开发中, 分层注水技术取得了一定的成果, 并逐渐呈现出向智能化完井技术的方向发展:即智能对进下油气生产信息, 采集进下压力、温度及流量等参数, 并且能够通过这些数据传输系统进行反馈到专业人员手中。

四、油田注水开发的利弊

在早先一些油田作业中, 一些人对于注水认识的不全面, 也使得注水开发面临严峻形势。一些采油人员尽管意识到注水的重要性, 却没有把它放在重要位置。因为注水需要巨额的资金, 并且见效缓慢, 在当时, 成本和产量又是考核各开发单位的主要指标。这样, 说起注水很重要、干起来不重视注水的现象依然存在。个别采油厂有的油井17年都没有动注水管柱, 5年左右不动管柱的情况更是非常普遍。“只要能注水就不管, 谁知道水都跑到哪儿去了?”久而久之, 注水开发在一定程度上形成了恶性循环。在石油开采过程中, 一次提油后, 优秀水质的二次提油也初步完成, 大厚层笼统注水, 造成了高渗透层注入水大面积突进, 水淹现象严重。而低渗透的剩余油富集区无法有效注入, 水驱动用效果差, 储量动用很不均衡。可喜的是, 越来越多的专业意识到问题的严重性, 己逐步规范注水系统的一系列操作, 对自身的专业知识和素养的要求也越来越严格, 如今的中国在石油开采方面, 不断地学习壮大, 己然和世界接轨。同行实践过程中所碰到的瓶颈以及所忽略的问题, 大家都在不断地交流, 学习, 进步, 相关油田注水方面的科研也越来越精准, 这是对社会的负责, 也是对自然的回馈。

综上所述:油田注水开发研究对于我国有限的石油资源来说有着不可替代的重要性, 它所呈现出来的效果是尽可能地在人为努力下, 保护石油基层的同时, 加大石油开采率, 提高石油储存量。为了保证油田注水开发效果的科学性, 合理性和预见性, 我们需要更多的从业人员, 专业而有素养地建立比较科学、全面、系统的科研工作环境。如今我国在油田注水开发方面己取得不小成就, 在与国际接轨的同时, 我们可以看到我们国内, 大到大庆油田、胜力油田;小至不见经传的油田, 都在不断地完善设备技术, 这是值得骄傲的, 在未来发展中, 油田注水作业依然占据主要部分, 对于石油的开采是目前来说最值得研究的, 而我们, 只有在对开发研究准备充分的前提下, 才能以不变应万变。

参考文献

[1]沐永青.注水井生产系统工况分析理论与技术研究[D].中国石油大学2010 (5) :24-25.

[2]杨军.低渗透油藏开发效果综合评判体系新探讨[J].中外能源.2008 (05) .

[3]侯春华, 陈武, 赵小军等.油田注水开发经济评价方法研究[J].西南石油大学学报 (社会科学版) 2013 (4) :35-36.

油田注水开发技术 篇2

一、油田注水水质标准

不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性

油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性

油田注水的实施经历以下过程：

注水水源

污水处理站

注水站

注水井

在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。

3、配伍性

油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。

二、油田注水水质指标

1、悬浮物

一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。

从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤

2、油分

注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。油田污水中的油分按油珠粒径大小可分为四类：浮油、分散油、乳化油、溶解油。

3、平均腐蚀率

注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。国内外注水开发油田实践表明，减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。

4、膜滤系数

注入水膜滤系数的大小与许多因素有关。如悬浮物（固体）的含量以及粒径大小、含油量、胶体与高分子化合物浓度等。膜滤系数越大，注入水的注入性就越好。

5、溶解氧

在油田产出水中本来仅含微量的氧，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。浅井中的清水、地表水含有较高的溶解氧。

6、二氧化碳

在大多数天然水中都含有溶解的CO2气体。油田采出水中CO2主要来自三个方面：（1）、由地层中地质化学过程产生；（2）为提高原油采收率而注入CO2气体；（3）采出水中HCO3-减压、升温分解。

7、硫化氢

在油田水中往往含有硫化氢，它一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解，另一方面来自硫酸还原菌分解。

8、细菌

在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害最大的为硫酸还原菌、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数）以及铁细菌。注入水的基本要求及水质标准 油藏注水水质标准：

（1）、水中总铁含量要求不大于0.5mg/l。

（2）、固体悬浮物浓度及颗粒直径指标见表1-1。注入渗透率（μm2）

固体悬浮物浓度（mg/l）颗粒直径（μm）﹤0.1 ≤1 ≤2 0.1-0.6 ≤3 ≤3 ﹥0.6 ≤5 ≤5（3）、要求注入水中游离二氧化碳不大于10mg/l（4）、注入水含油指标见表1-2 注入层渗透率（μm2）含油浓度(mg/l)≤0.1 ≤5 ﹥0.1 ≤10（5）、对生产及处理设备流程的腐蚀率不大于0.076mm/a.（6）、注入水溶解氧控制指标 总矿化度mg/l 溶解氧浓度mg/l ﹥5000 ≤0.05 ≤5000 ≤0.5（7）、二价硫含量不大于10mg/l。

（8）、腐生菌（TGB）和硫酸盐还原菌（SRB）控制指标见表1-4： 注入层渗透率（μm2）TGB个/mg/l SRB个/mg/l ﹤0.1 ﹤102 ﹤102 0.1-0.6 ﹤103 ﹤102 ﹥0.6 ﹤104 ﹤102（9）、堵在管壁设备中的沉淀结垢要求不大于0.5mm/d。

（10）、滤膜系数指标见表1-5： 注入层渗透率（μm2）MF值 ﹤0.1 ≥20 0.1-0.6 ≥15 ﹥0.6 ≥10

(一)地层水

油、气田水的化学成分非常复杂，所含的离子种类甚多，其中最常见的离子有：

阳离子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；

阴离子：CI-、HCO3-、CO32-、SO42-。

其中以CI-、Na+最多，SO42-较少。在淡水中HCO3-和Ca2+占优势，在盐水中CI-、、Na+居首位。在油、气田水中以NaCI含量最为丰富，其次为Na2CO3和NaHCO3、MgCI2和CaCI2等。

油、气田水中还常含有Br-、I-、Sr2+、Li+等微量元素以及环烷酸、酚及氮、硫的有机化合物等有机质。

（二）油田污水

油（气）田水与石油、天然气一同被开采出来后，经过原油脱水工艺进行油水分离形成原油脱出水，天然气开采过程分离出游离水，这两部分共称为产出水。产出水保持了油（气）田水的主要特征，由于其具有高含盐、高含油的特性，直接外排将会造成环境污染，因此，产出水通常又叫油田污水。实际上，油田污水不仅仅是油田产出水，还包括了石油、天然气勘探、开发、集输等生产作业过程中形成的各类污水，如钻井污水、油田酸化、压裂等作业污水以及注水管线、注水井清洗水等，但油田污水以产出水为主。1.采油污水

（1）来源。在油田开发过程中，为了保持地层压力，提高原油采收率，普遍采用注水开发工艺，即注入的高压水驱动原油并将其从油井中开采出来。经过一段时间注水后，注入的水将和与原油天然半生的地层水一起随原油被带出，随着注水时间的延长，采出流体含油率在不断下降，而含水率不断上升，这样变产生了大量的采油污水。

（2）特点。由于采油污水是随着原油一起从油层中被开采出来的, 又经过原油收集及出加工整个过程。因此，采油污水中杂质种类及性质都和原油地质条件、注入水性质、原油集输条件等因素有关，这种水是-含有固体杂质、容解气体、溶解盐类等多种杂质的废水。这种废水有以下特点：

①水温高。一般污水温度在50度左右。个别油田有所差异，如北方油田为60-70度，西北油田为30度左右。

②矿化度高。不同油田及同一油田不同的污水处理站其矿化度有很大差异，低的仅有数百毫克/升，高的达数十万毫克/升。

③酸碱度在中性左右，一般都偏碱性。但有的油田偏酸性，如中原油田采油污水的pH值一般在5.5-6.5。

④溶解有一定量的气体。如容解氧、二氧化碳、硫化氢等以及容有一些环烷酸类等有机质。

⑤含有一定量的悬浮固体。如泥砂：包括黏土、粉沙和细纱；各种腐蚀产物及垢：包括Fe2O3、CaO、FeS、CaCO3、CaSO4等；细菌：包括硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌、硫细菌；有机物：包括胶质沥青质类和石蜡类等。⑥含有一定量的原油。⑦残存一定数量的破乳剂。2.采气污水

（1）来源。在天然气开采过程中随天然气一起被采出的地层水称为采气污水。（2）特点。与采油污水相比，采气污水较为“洁净”，量也较少。3.钻井污水

（1）来源。在钻井作业中，泥浆废液、起下钻作业产生的污水，冲洗地面设备及钻井工具而产生的污水和设备冷却水等统称钻井污水。

（2）特点。钻井污水所含杂质和性质与钻井泥浆有密切关系，即不同的油气田、不同的钻探区、不同的井深、不同的泥浆材料，在钻井过程形成的污水性质就不尽相同。一般钻井污水中的主要有害物质为悬浮物、油、酚等。4.洗井污水

（1）来源。专向油层注水的注水井，经过一段时间运行后，由于注入水中携带有未除净的或在注水管网输送过程中产生的悬浮固体（腐蚀产物、结垢物、黏土等）、油分、胶体物质以及细菌等杂物，在注水井吸水端面或注水井井底近井地带形成“堵塞墙”，从而造成注水井注水压力上升，注水量下降。需通过定期反冲洗，以清除“滤网”上沉积的固体及生物膜等堵塞物，使注水井恢复正常运行，从而便产生了洗井污水。

（2）特点。洗井污水是一种水质及其恶化的污水，表现为悬浮物浓度高、铁含量高、细菌含量高、颜色深，而且含有一定量的原油和硫化氢。5.油田作业废水

（1）来源。在原油、天然气的生产过程中，为提高原油、天然气的产量，通常要采用酸化、压裂等油田作业措施，在这过程中也会形成一定量的废液或污水。

（2）特点。这类废液或污水在油田污水中所占的比例不是很大，但由于其水质极为特殊、恶化，因而，处理起来十分棘手。这类废液具有以下特点：①悬浮物含量高，颜色深；②含有一定量的残酸，水体呈酸性；③铁含量高；④胶体含量高；⑤油分含量高；⑥含有多种化学添加剂。

污水中的五种机杂

（一）悬浮固体

其颗粒直径范围取1~100μm因为大于100μm的固体颗粒在处理过程中很容易被沉降下来。此部分杂质主要包括：

（1）泥沙。0.05~4μm的黏土，4~60μm的粉沙和大于60μm的细纱。（2）腐蚀产物及垢。CaO、MgO、FeS等。

（3）细菌。硫酸盐还原菌（SRB）5~10μm，腐生菌（TGB）10~30μm。（4）有机质。胶质沥青类和石蜡等重质石油。

（二）胶体

胶体粒径为1×10-3～1μm，主要由泥沙、腐蚀结垢产物和微细有机物构成，物质组成与悬浮固体基本相似。

（三）分散油及浮油

油田污水中一般含有2000～5000㎎/L的原油，其中90%左右为10～100μm的分散油和大于100μm的浮油。

（四）乳化油

油田污水中有10%左右的1×10-3μm的乳化油。

（五）溶解物质

（1）无机盐类。基本上以阳离子或阴离子的形式存在，其粒径都在1×10-3μm以下，主要包括Na+、K+、CI-、CO32、SO42-、Mg2+等，此外还包括环烷酸类等有机溶解物。

（2）溶解气体。如溶解氧、二氧化碳、硫化氢等，其粒径一般为3×10-4～5×10-4μm。

低渗透油田注水开发工艺技术分析 篇3

关键词：低渗透 油田 注水工艺 技术

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（b）-0000-00

前言：目前随着石油的不断开采，我国低渗透油田数量不断增加，这种油田不仅油层储层渗透率较小、丰度少，而且单井产能较低。我国低渗透性油田具有多样性的特点，油气多，油气藏种类多，面积分布大，陆相油气兼有和海相含气、上气下油等，所以在我国油气开发工作中具有十分重要的位置。同时各油田也加强了开发低渗透油田的力度，提高采收率，从而保证社会效益和经济效益的最大化，确保我国的油田能够更加健康、持续的进行发展。

1低渗透油田的特征

1.1 物理特征

1.1.1 孔隙结构

低渗透油田其孔隙度的变化范围较大，但通常都会处于5%～30%这个范围内，所以针对孔隙度的不同通常会将低渗透油田分为低孔低渗油田和高孔低渗油田两种。这其中低孔低渗透油田具有极低的孔隙度，油田储层中组成成分多以微溶孔为主。而高孔低渗油田由于其孔隙度多为百分之二十至百分之三十之间，埋层深度较浅，其岩石也主要以极细砂岩、白空土及粉砂岩为主。

1.1.2 非均质性

低渗透油田非均质性非常明显，而且其所蕴含的石油在纵横方向上的特理性质也具有较相异性，岩性和产层厚度缺乏稳定性，有时在极短距离内岩性和岩相都极有可能会出现变化，这给井间对比工作带来了较大的难度。

1.2 地质-动态特征

1.2.1 油田渗透能力较低。对于低渗透油田，由于其油层厚度较小，井点平均空气渗透率较低，有效孔隙度平均值也均处于15%左右，油层物理性能较差，这就导致油田自然产能达不到标准，所以需要对低渗透油田进行压裂改造，然后才能确保其产油量。

1.2.2 低渗透油田的油层多呈现裂缝发育，这样就导致注水开发过程中水会沿定向裂缝快速的推进，从而导致注水过程中含水上升较快，注水效果较差，从而产量递减速度较快，产量处于较低水平。

1.2.3 低渗透油田在断层、岩性和构造等诸多因素的影响下，会形成复合型的油田，油水分布在纵向和平面上都较为复杂，油井中油水同现的现象较为常见，这就给油田开发带来了较大的难度。

2低渗透油田注水开发技术

2.1 注水与采油同时执行，提高采收率

低渗透油田一般都具有天然能量小、导压性能差等缺点，因此需要注水和采油工作的同时执行，从而降低渗透率，减少损失程度，确保地层压力在同一个水平。以一区块的采油井为例，采用同步注水或者超前注水，油井在投产半年后的产量减少率为28.9%～31.4%，实际采油强度为0.65～0.49t/（d.m）。滞后注水半年后，油井的产量减少率为43.5%～51.5%，实际采油强度为0.4～0.32t/（d.m）。

2.2 初期实行高注采比注水，强化油井生产力和地层压力

以某油田试验区北块为例，从2011起采取长达24个月的注水措施，平均每个月的注采比上升至0.16，直至2013年底，地层压力恢复常规水平，单井产量由原来的2.5t/d提升至4.2t/d。由此可知，低渗透油田通过采用注水开发技术，使得油井生产力得到明显增加。

2.3 初期实行分层注水法，减少含水升高率，增强油田储量动用力

低渗透油田的油层间渗透性存在着一定的差异性，这样就使吸水剖面的各层之间存在矛盾，所以在开发低渗透油田的初期，需要采取分层注水法，这样可以有效的实现对含水率进行控制，有利于油田储量动用能力的增强。利用分层注水法来进行低渗透油田初期的开发具有较多的优点。

（1）注水井套管如果出现损坏，那么就需要采用卡距少、体积小、承压强的封隔器，从而使密封率得到提高。

（2）采取同步分层注水法。开采新投注井时，需要及时做好注采调转井的分层，从而减少低层间产生矛盾。与此同时还需要考虑新投注井初期的注水强度和砂岩的吸水性，从而才能根据砂体的连通状况和发育规模有效的进行分层，最终提高油田的采收率。

（3）以老分层井层间的矛盾为依据，增强细分层的注水力度，使差油层能够充分的发挥其实际效用。如果油井已经完成了分层，则需要根据附近的动态特征，对厚度大、层段少、层段吸水差异显著的油井进行细分注水，从而提高油田的采收率。

2.4 调整井网密度，减少注采井间距增大

低渗透油田的开发效果和井网水驱的控制力度密切相关。油田若使用同步注水的方法，那么井网水驱控制水平一定可以得到提高，从而保证了油层的能量。如果全面的掌握且了解了砂体的分布面积，那么井网水驱控制水平的高低则由注采井数量比和注采井间距决定，适当的减少注采井间距或者增加注采井数量比可以使井网水驱的实际控制力度得到显著的提高。

2.5 注水

注水时，水顺着油田裂缝推井，油田内的油向两侧进行移动，从而使油藏的裂缝水平得到提升。某油田区块呈现裂缝发育的状态，裂缝向东西方向散步，采用反九点井网开发技术，使裂缝和井排方向间的夹角不超过11.5°。注水完成后，水沿着油井内的裂缝快速的进行推荐，严重增加了开发平面内的矛盾，同时使低渗透油田的实际采收率也受到严重影响。另外，若水驱油藏内含有不同程度的裂缝，一般会安装注采井点在裂缝系统上，从而保证注入水是沿着裂缝向生产井蔓延的，导致油井出现过早见水或者暴性水淹的情况。所以在注水过程中，需要将注水井合理在裂缝系统上进行安设，驱油工作往裂缝两侧进行，这样才能够顺利的完成注水工作，同时有效的延长水线，提高注入水系数和注入水波，对油田注水开发效益的实现具有极为重要的意义。

3 结语

在低渗透油田开采过程中，利用注水开发技术有利于油田经济效益和社会效益的实现。但在具体实施过程中需要对油田的地质动态特点进行充分掌握，这样才能更好的发挥出注水开发技术的实际效用，确保油田采收率的提高。

参考文献

[1] 陈敏国.内外低渗透油田开发技术现状[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（01）.

[2] 高建，吕静，王家禄，等.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J].内蒙古石油化工，2009，（12）.

关于油田注水开发技术的研究 篇4

1 低渗透油藏的主要特征

1.1 非均质性

低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性, 储层物性在纵、横向上各向异性明显, 产层厚度和岩性都不稳定, 在短距离内就会出现岩相变化或者岩性尖灭, 以致井间无法对比。

1.2 孔隙度以及孔隙结构

低渗透储层孔隙度的变化范围是较大的, 有的可能高达30%, 而有的气田只有5%左右, 例如我国文中沙四气藏孔隙度介于8.86%—13.86%。美国奥卓拉气田孔隙度介于5%—15%, 平均值11.2%;根据孔隙度又把低渗透致密储层划分为了高孔低渗和低孔低渗。高孔低渗储层的岩石主要为粉砂岩、极细砂岩和白空土, 埋层深度较浅。对于粉砂岩以及很细粒的砂岩, 其孔隙度一般介于10%—30%。低孔低渗储层具有极低的孔隙度, 储层主要是由分散在储层演示中的微溶孔组成, 大量空隙是由于沉积后矿物颗粒, 岩石碎屑以及基质胶结物等经过溶解或者部分溶解后形成的。空隙是由短到相对长而扁平的或者带状扭曲的毛细管所连通的。

1.3 地质动态特征

1.3.1 受构造、断层和岩性因素综合影响的复合型油藏

其一是平面以及纵向上油水分布错综复杂, 试油井中油水同出现象较为普遍, 增加了油田布井和开发的难度;另一方面是储层砂体规模较小, 开发井网水驱控制的程度较低。油田在300米井距反向九点注水方式下, 有73%的储量井网水驱控制程度达不到60%, 从而影响了油田注水开发效果。

1.3.2 储层渗透能力较低, 油层较薄

对于低渗透储层, 井点平均空气渗透率只有 (5.0—30.1) *10-3μm2, 平均有效孔隙度14.77%—17.77%。由于油层悟性较差, 油井自然产能低或者根本无自然产能, 必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重, 采油井底压力很低。有30%的注水井日注水量小于3m3/d, 有20%的油井是不能够正常出油的。

1.3.3 储层裂缝发育, 注水开发中水沿着定向裂缝推进较快

油田主体区块, 注水过程中有35%油井含水上升比较快, 石油产量递减较快;有65%的油井注水收效较差, 压力产量较低, 开发过程中出现的矛盾较为严重。

2 油田注水开发技术

针对以上低渗透油藏的特点, 近几年经过大量的研究和实践, 初步形成了一套完成的注水来发技术。

2.1 注水和采油的同步进行, 以保证油井的高出油率

低渗透油层天然能量较小, 导压性能较差, 采取早注水或者同步注水, 以有效的保证地层的压力、减小渗透率的损失。采取超前注水、同步注水的采油井, 投产五个月以后才有强度为0.65—0.32t/ (d.m) , 产量下降幅度达到了43.5%—51.5%, 与树枝模拟计算结果是一致的。

2.2 初期采用高注采比注水, 以尽快的恢复地层压力和油井的生产能力

在以往的实验中, 对某一区块, 进行为期两年的注水方案, 平均年注采比达到2.0以上, 半个月以后, 地层压力很快恢复到饱和压力以上, 油井普遍见到注水效果, 单井产量也会从2.5t/d恢复到4.2t/d。

调整井网加密, 缩小注采井距, 以提高水驱控制的程度

井网水驱控制的程度, 是决定油田开发效果好坏的重要指标, 也是采取同步注水采油保持储存能量的基础所在。在砂体分布面积一定的情况下, 井网水驱控制程度的大小主要是由注采井距和注采井数比所决定的, 根据实际情况, 适当的缩小井距或者提高井网的注采井数比, 以达到提高井网的水驱空竹程度的可能。

2.3 采用早期分层的注水, 以提高油田的储量

低渗透油田虽然油层的个数较少, 但是层间渗透性差异较大, 从油水井的产油吸水剖面分析, 依然存在着较大的层间矛盾, 采取早起分层注水开发可以有效的提高储层动用程度, 有效的减缓含水上升的速度。其主要的措施有:采用新投注井早期同步分层注水, 注采调转井直接分层, 减少层间矛盾。对于新投注井的扥曾主要是根据砂体发育规模以及连通状况配注水量, 考虑到砂岩吸水, 因此初期注水强度较高。针对老分层井层间矛盾突出, 加强细分层注水, 挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态情况, 对于厚度大, 层数少, 层段内吸水差异较大的井, 进行细分注水。对于套管损坏注水井, 要使用体积小、卡距细、承压高的封隔器, 以提高密封率。

2.4 周期注水

油田储层裂缝发育呈现多种状态, 具有较为明显的方向性, 油层的非匀质性比较突出。注水开发后注入水岩高渗透层和裂缝突进, 导致吸水以及出油层数逐渐减少, 层间矛盾逐渐加剧, 油层动用状况日益变差。使用周期注水是有效解决以上问题的水动力学调整方案之一。周期注水主要是通过周期性的改变注水量和采储量, 在油层中造成一种不稳定压力场, 使流体在地层中不断重新分布和层间交换, 促进毛细管渗吸作用, 以增大注水波及系数和洗油效率, 以提高最终采收率。

2.5 高水质注水, 保持油层具有稳定的吸水能力

由于低渗透油田储层的渗透能力较低, 空隙结构较为复杂, 对于注水水质的要求较高。油田投入开发中, 应使用高水质注水。以注水标准进行油田注水, 在水质的处理上不仅仅要做到精细处理, 使出站水质达标, 而且还要做好水质的保护工作, 对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐, 使注入水进去油层之前, 保持清洁。

3 结束语

低渗透油藏具有非常巨大的石油储量, 一旦得以开发, 将会使我国石油能源短缺的现象得到重大的改善。而当前对低渗透油藏开发的最有效最直接的方式是注水开发。本文就主要分析了低渗透油藏的地质动态特征和油田注水开发的主要方式方法, 为我国低渗透油藏的快速开发提供了借鉴意义。

摘要：随着我国大型油田的开发进入后期, 油田的出油率下降, 含水量上升, 难以满足我国社会经济的快速发展对石油资源的需求。人们继而把目光聚集在蕴含丰富石油资源的低渗透油藏中, 由于低渗透油藏具有非均质性和孔隙度以及孔隙结构等特征, 而需要使用特殊的开采工艺。现阶段, 对于低渗透油藏的开采, 应用最广的是注水开发。本文就主要针对我国低渗透油田的注水开发技术进行简要的探究。

关键词：低渗透油藏,注水开采,技术,研究

参考文献

[1]李莉.大庆外围油田注水开发综合调整技术研究[J].中国科学院研究生院, 2006[1]李莉.大庆外围油田注水开发综合调整技术研究[J].中国科学院研究生院, 2006

油田注水井的管理维护浅谈 篇5

李 维

大庆油田有限责任公司第四采油厂 黑龙江 大庆

【摘要】油田注水是保持油层压力，使油井长期高产稳产的一项重要措施，目前我国各油田大部分都采用注水的方法，给地层不断补充能量，取得了较好的开发效果。油田注水的目的是提高地层压力，保持地层能量，以实现油田高产稳产，提高最终采收率。因此，要把注水井管理看得跟油井同等重要。我们从注水井、注水井工艺、注水井管理的注意事项、注水井的洗井维护几方面对搞好注水井管理做了阐述。

【关键词】注水井

工艺

洗井

管理维护

一、注水井及注水工艺

1、注水井

注水井是用来向油层注水的井。在油田开发过程中，通过专门的注水井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率。依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系（称注水方式）。注水井井距的确定以大多数油层都能受到注水作用为原则，使油井充分受到注水效果，达到所要求的采油速率和油层压力。注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。注水井是水进入地层经过的最后装置，在井口有一套控制设备，其作用是悬挂井口管柱，密封油，套环形空间，控制注水和洗井方式，如正注、反注、合注、正洗、反洗。按功能分为分层注入井和笼统注入井；按管柱结构可分为支撑式和悬挂式；按套管及井况可分为大套管井、正常井和小直径井。注水井是注入水从地面进人油层的通道，井口装置与自喷井相似，不同点是无清蜡闸门，不装井口油嘴，可承高压。井口有注水用采油树，陆上油田注水采油树多用 CYB-250 型，其主要作用是：悬挂井内管柱；密封油套环形空间；控制注水洗井方式和进行井下作业。除井口装置外，注水井内还可根据注水要求(分注、合注、洗井)分别安装相应的注水管柱。注水井可以是生产井转成的或专门为此目的而钻的井。通常将低产井或特高含水油井，边缘井转换成注水井注水井的井下管柱结构、井下工具遵循简单原则。大多数情况下（笼统注水），注水井仅需配置一套管柱和一个封隔器，封隔器下到射孔段顶界 50m 处，对特定防腐要求的注水井，其管材应特殊要求，且必要时，油套环空采用充满防腐封隔液的方法加以保护。这种液体可以是油也可以是水，一般用防腐剂或杀菌剂进行处理或

另加除氧剂等。分层注水的井下管柱可按需设计。多个注水井构成注水井组，注水井组的注入由配水间来完成。在配水间可添加增压泵，在井口或配水间可另加过滤装置。一般情况下，在配水间或增压站可对每口注水井进行计量。

2、注水工艺

注水工艺分笼统注水工艺和分层注水工艺。笼统注水主要用于不需要分层、不能分层的注水井或注聚合物井，是注入管柱中最简单的一种。基本结构为油管+工作筒+喇叭口（φ100mm）。分层注水是根据不同油层的特点及之间的差异，为了较均匀提高各个油层的动用程度，控制高含水层水量，增加低含水层产量而采取的工

艺措施，是老油田挖掘、改善开发效果的关键措施，大约 50%的注水井都采用分层注水方式。分层注水技术的核心，是以分层吸水能力为基础，按开发要求设计分层注水管柱和分层配水。国内分层注水的工艺方法比较多，如油、套管分层注水，单管分层注水，多管分层注水等。其中当前油田最常用的是单管配水器多层段配水的方式。该方式是井中只下一根管柱，利用封隔器将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有配水器。注入水从油管入井，由每个层段配水器上的水嘴控制水量，注入到各层段的油层中。

二、注水井管理的注意事项

搞好水井管理的注意事项，首先是要把水井管理看得跟油井管理同等重要，其次是科学洗井。洗井是水井管理中最重要的一项工作，是对水井的“救命”工作。要想洗好井，必须做到以下几点：

1、严格洗井程序，本着先洗地层（微喷不漏阶段，10 方/小时，时间 1 小时），再洗井筒（平衡稳定阶段，25 方/小时，时间 1小时）的先后顺序。

2、洗井期间不要停水时间过长（5 分钟以内），罐车洗井要保证至少两部。

3、分层注水井洗井时，最大排量不要超过 30 方/小时，以免损坏封隔器胶皮筒。

4、不吸水的井经过正确洗井无效后，可考虑暂时关闭同配水 间其它水井以提高泵压试注，或用泵车试挤，也可考虑对该井地层放压后再洗井处理。再次是不要被仪表的假象迷惑。水表出现故障后，有时显示的水量很低，而实际注水量很高，经验欠缺者以为该井完不成配注，把调水阀开得很大，致使泵压较大降低，从而影响了其它井正常注水。这种情况若出现在表芯的问题上，用互换表头法也无法判别，管理者应从看压力、摸温度、听声音上去综合判断。水表出现故障后，有时显示的水量还很高，而实际注水量却很低，这会导致该井欠注，若有掺水井相连，时间久了，可能会导致水井躺井，判断方法同上。第四是处理故障要迅速和有效注好水。尤其是带病注水井、易出砂井，在处理穿孔、换阀门、换水表、整改渗漏等工作时，准备工作未做好时不要停井，停井时间尽量不要超过半小时，以免造成躺井。光注足水是远远不够的，注好水才是根本，否则既浪费了能耗，又加剧了油层矛盾。要经常以水井为中心检析对应油井的采油效果，对于良性的措施，加以灵活引用；对于不利的措施，应及时分析调整。

三、注水井的洗井维护

注水井注一段时间，要进行洗井，通过洗井，使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来，带出井外。避免油层被赃物堵塞，影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下必须洗井：

1、排液井转入注水前(试注前)；

2、正常注水井、停注 24h 以上的；

3、注入水质不合格时；

4、正常注水井，注入量明显下降时；

5、动井下管注后。

洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油管进入，从套管返出地面为正洗，反之，为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。洗井维护应该做好以下几方面工作：首先、确定合理的洗井周期，制定对症的洗井措施；有效监督洗井过程。其次、制定对症的洗井措施，首先要通过分析、验证确定出每口井的正常洗井压力。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井的压力、排量、时间变化和洗井后的效果，结合目前注水现状，在充分考虑测调等因素的基础上，制定详细、合理的洗井方案，对不同类别水井采取不同洗井方式，另外，针对目前水井出砂现象，倒洗井必须作到平稳操作：先开套管洗井闸门，再微开放空闸门，后关注水闸门，最后全部打开放空闸门。洗完井后反顺序倒正注。尽量避免压力波动。具体操作时憋压和放喷洗要结合、倒替进行，根据单井实际洗井注水情况不断优化调整洗井方案。再次、有效监督洗井过程，洗井时采用洗井记录仪，密切观察仪器显示的压力、水量变化、井口的声音变化，根据现场情况综合分析判断决定洗井的时间和排量。对洗井的方式和方法现场应根据具体井采取不同的方法，不能一成不变，不能刻意追求排量和压力，现场操作应灵活机动。洗井应做到分析到位、监控到位、操作到位。

结束语：

油田注水开发技术 篇6

[关键词] 变频调速技术 油田柱塞式往复式注水泵 节能与应用

1.变频调速技术在油田柱塞式往复注水泵上使用的必要性

油田开发过程中地层能量不断衰减，常用注水方式以保持地层能量，进行油田开发。一方面，注水压力高低是决定油田合理开发和地面管线及设备的重要参数。考虑到后期开发注水井的增多，注水工艺设计和机电设备配置都比较宽裕，加之地质情况的变化，开关井数的增减、洗井及供水不足的影响，经常引起注水压力波动，注水量不均匀，不稳定。注水压力低，注水量满足不了油田开发的需要，必然会造成油层压力下降；注水压力过高，浪费动力，也造成超注，导致水淹、水窜；注水压力控制难度大，也给油田生产带来诸多不便，因而要求油田注水压力恒定；另一方面，由于储油层的压力及油气水分布不断发生变化，其数值很难准确预测和控制，考虑到油田开发中的需要，在工艺和机电设备配置上都按照油田最大可能的需求来设计，这一点在注水系统的设计当中显得尤为突出。一般油田注水泵流程大多采用传统的水源井深井泵，将水供到储水大罐，再由喂水泵将水从储水罐供给注水泵，最后由注水泵将水注入地层。注水泵电动机大多为大功率电动机，注水泵出口压力通常是通过调节阀门来实现的，操作人员随时靠观察压力表的压力来调节阀门来实现的，而注水泵电动机的额定转速基本保持不变，这样，对电动机而言，一般配置功率都较大，启动冲击电流大，能耗也大。“大马拉小车”的现象十分严重，管网水泵较多，流程复杂，既浪费电能，又增加了操作人员的劳动强度。

油田注水普遍采用柱塞式往复注水泵，在工频条件下，由于电机转速恒定，柱塞往复频率是恒定的，因此，排量也是恒定的。在油田的实际开发过程中，对注水量的需求是变化的，在传统的方式下，为满足配注要求，主要是通过调节注水泵的回流量来实现，泵的无效功耗很大。同时，由于柱塞、阀片长期满载、高速工作，填料的磨损以及阀片的损坏频率也很高。回流调节阀长期处于半开状态，受高压水的冲击，阀心容易磨损、变形导致关闭不严，给生产带来不便。

变频调速技术可以实现对注水泵电动机的无级调速，依据注水压力的要求自动调节系统的运行参数，在用水量变化时保持管网水压恒定，以满足注水要求。变频调速技术是先进合理的节能型供水系统，实际应用中得到了很大发展，随着电力电子技术的飞速发展，变频器的功能也越来越强，充分利用变频器的各种功能，能很好解决注水泵能耗高，维修率高的问题。

2. 柱塞式往复注水泵变频调速节能原理

柱塞式往复泵电机安装变频后，可通过改变变频器的频率来控制注水泵电机的转速，从公式可知，由于注水泵是衡转矩负载，功率的变化与转速的变化成一定比例关系，注水泵安装变频调速装置后，变频器运行频率降低，机泵转速降低，消耗在电机上的功率降低，从而达到节能降降耗的目的。

p/p0 =（n/n0）?

式中p0——为额定功率，Kw p——为实际功率，Kw

n0——为额定转速，r/min n——为实际转速，r/min

假如转速降了一半，即n/n0=1/2时，则p/p0=1/8，可见降低转速能大大降低轴功率达到节能的目的。降低了转速，流量就不再用关小出口阀来控制，出口阀始终处于全开状态，避免了由于关小阀门引起的水力损失增加，也避免了总效率下降，确保了能源的充分利用。

3.注水系统变频调速工作原理

当注水系统安装变频调速装置后，可通过已设定的注水管网压力来控制注水泵的开启，确保稳压、高压注水。在注水泵出口管网上安装一只压力变送器来控制注水泵变频器的运行，控制变频器输出频率的大小，从而改变水泵的转速，达到控制管网压力恒定的目的、当实际管网压力小于给定压力值时，变频器输出频率上升，电动机转速加快，管网压力开始升高；反之，变频器输出频率降低，电动机转速下降，管网压力降低，系统通过自动调节，使实际压力围绕设定压力保持管网压力恒定。变频器控制系统在水泵运行过程中形成可控参数闭环控制，实行恒压供水，保持注水系统和用量处于平衡状态，实现自动控制。

4.柱塞式往复注水泵使用变频控制技术的原因

1、实现了电机软启动、自由停车。电机均通过变频器从0～50Hz作缓慢加速启动，可减少机泵因突然高速启动所带来的影响，减少了直接启动时启动电流对电网和机械设备的冲击。

2、提高了功率因数，改善了电机电源质量，电机功率与实际负荷相配，系统达到节能运行的目的。

3、消除了泵的喘振现象，使泵运行处于最佳工况状态。

4、实现压力自动控制，使调节量得到更平稳的调节、增强了系的稳定性和可靠性。

5、应用变频调速技术，对注水设备的电机转速进行调节，达到稳压、稳流注水。

6、不会造成管网压力、流量、流速的剧烈变化，不需要阀门截流或回流调节，因此对防止汽蚀、水击、喘振极为有利，可以延长管网、泵、阀门的维修周期和使用寿命。

7、通过改变电动机转速来调节流量的，能有效抑制机泵运行中存在的大马拉小车现象，减少用电设备的损耗。这样既减轻了操作者的劳动强度，还能节省电能，延长设备使用寿命，而且还能简化供水流程，提高工作效率。

5.变频调速技术在油田柱塞式往复注水泵上应用

目前在长庆油田大展中，在滞后注水、同步注水，尤其在超低渗透油田采用超前注水，变频调速技术得到了广泛的应用，不仅调速效果显著，而且产生了可观的经济效益，应用前景非常广阔。

6.结束语

变频调速技术在油田柱塞式往复注水泵的应用中，是根据实际情况设定管网水压自动调节水泵电动机的转速，使注水管网中的压力保持在给定值，以求最大限度的节约电能，并且系统能处于可靠运行状态，实现恒压供水、注水，系统水压、水量的任何变化均能使管网中的压力保持恒定，大大提高了注水质量，同时也解决了电动机大马拉小车，操作员工操作复杂、工作强度大等问题，变频器故障维修期间，仍能使用工频拖动，保证注水工作的进行，具有一定的先进性。

参考文献

[1] 董砚 孙鹤旭编著·变频器的使用与维护·北京·化学工业出版社·2009

浅谈油田注水开发效果 篇7

1 研究油田注水开发的意义

在中国大多数的油田采用注水开发的方式开发油田, 在多年的开发过程中, 进行了各种各样的实验, 也进行了大量的研究工作, 同时也积累了丰富的经验, 对于油田的注水开发有了一个比较清楚的认识和了解。因为水具有供应量充足、廉价、驱油效率高的优点, 所以把注水开发作为油田开发的主要的方式。在将来的很长的一段时间内, 注水开发将仍然是油田开发的主要的方式。这对于从事油田的开发的人员来说, 研究注水开发的效果具有很重要的意义。

注水开发的效果的评价的目的在于通过开发效果的评价, 可以知道影响开发效果的因素是什么, 还存在着什么样的问题, 然后再进一步的研究, 解决问题, 采取相应的措施, 从而改善开发的效果, 进一步提高效益。

2 怎样评价注水开发的效果

如果想要全面的、系统的、科学的评价油田的注水开发的效果, 就应该从四个方面来考虑:第一, 从油田的开发方案或者是对于开发效果的调整方案这个角度来评价这个油田的开发的效率, 从而反映出来开发方案和调整方案的课实施性和先进性, 进而看出相关开发人员的技术水平;第二, 从油田的地质条件来分析这个油田是否适合进行注水开发, 从横向上、纵向上的角度分析水驱推进的均匀程度, 从而预测如果这个油田采用最先进的开发技术, 它能达到的注水开发的驱油效率;第三, 从油田的开发方案或者是调整方案的角度来分析油田注水开发中的一些人为因素, 比如注采的强度、注水的方式、开发的速度等一些人为的控制因素的合理性和先进性;第四, 从油田的开发的方案或者开发过程中的调整方案的实施的效果的角度来分析注水开发效果的改善的程度, 比如注水强度和注水结构的调整、增产增注的工艺、开发速度的调整、堵水调剖的工艺等一些调整的措施实施后注水开发的改善的程度。

3 影响注水开发效果的因素

影响油田注水开发效果的因素可以分为人为控制因素和地质特征因素。

3.1 影响油田注水开发效果的人为控制因素

一个油田的注水开发效果很大程度上取决于开发技术人员的技术水平。不同的人为控制因素, 注水开发的效果也不同。影响注水开发的效果的人为因素有很多, 可以分为六类:开始注水的合理时间、注水的方式和开发的强度、井网的密度、注采的强度、开发层系的划分、注采井网的布置。一共十六个指标:压力比值、渗透率比值、注水方式和注采的井数比等。

3.2 影响油田注水开发效果的地质特征因素

一个油田的注水开发的效果, 不仅取决于人为控制因素, 还取决于地质特征因素。一个油田的地质条件很大程度上决定了注水开发的效果。影响注水开发的效果的地质特征因素有很多, 可以分为七类:储层敏感性因素、储层渗流性因素、储层能量指标及原油物性因素等, 十六个地质特征参数:敏感性、渗透率、岩石有效孔隙度、岩石颗粒粒度等。

4 注水开发存在的问题及对策

一些油田中的原油埋藏的比较深、原油稠、渗透率高, 在采用注水开发的时候, 注入水和原油的流度比较大, 水窜很严重, 注入水的波及的体积比较小, 严重影响了注水开发的效果。针对这个问题, 可以采取剂量深部调剖的措施, 增加油藏深部的动用程度, 从而大大的改善注水开发的效果。

5 结语

一个油田的地质条件很大程度上决定了这个油田注水开发的效果, 油田的地质条件是很多地质特征参数的集合体, 也就是说它是一个综合的概念。影响注水开发效果的地质特征因素有:储层敏感性因素、储层渗流物性因素、岩石孔隙结构因素、储层能量指标及原油物性因素、颗粒结构因素、含油气砂体分布因素。

一个油田的注水开发的效果不仅取决于地质特征因素, 还取决于人为因素, 也就是开发人员的技术水平。影响油田注水开发的效果的人为因素有很多, 有注水的时间、开发的速度、井网的密度、注水方式和注水结构、老井措施。

从开发的方案或者实施的一系列的调整方案分析油田开发的效率, 注水开发的效果的七个指标就是:能量保持水平和利用程度、含水率和含水上升率、剩余可采储量采油的速度、采收率、产油量自然递减率和综合递减率、存水率和广义存水率、水驱储量控制程度和水驱储量动用程度。

反映油田的开发效果的改善程度的指标就是:年注入量响应值、年产油量响应值、可采储量响应值、存水率响应值、增产倍比相应值、产量的递减率缓值等等。

总之, 注水开发是油田开发的主要方式, 对于注水开发的研究具有重要的价值。了解影响注水开发的因素, 存在的问题, 进而解决问题, 合理的、科学的、系统的评价注水开发的效果。

摘要：与其他的一些驱替剂相比, 水具有来源充足、廉价、驱油的效率高的优点。也是因为这个原因, 大多数的油田把注水开发作为油田开发的最佳方式。可以推断, 在相当长的一段时间内, 注水开发仍然是油田开发的主要的方式。对于从事油田开发的相关工作人员来说, 研究油田的注水开发效果就具有很重要的意义和价值。因此研究注水开发具有很重要的价值, 发现其中存在的问题, 影响注水开发的因素, 解决这些问题, 改善注水开发的效果, 科学、合理、系统的评价注水开发的效果。

关键词：注水开发,开发意义,影响因素,效果

参考文献

[1]赵军, 罗兴旺, 张艳梅, 王怒涛, 注水开发效果评价中单因素评价向量的确定新方法[J].大庆石油地质与开发, 2008, 02, 27[1]:61-62[1]赵军, 罗兴旺, 张艳梅, 王怒涛, 注水开发效果评价中单因素评价向量的确定新方法[J].大庆石油地质与开发, 2008, 02, 27[1]:61-62

[2]王怒涛, 罗兴旺, 姜军, 罗志峰.新型水驱特征曲线系列 (二) [J].西南石油大学学报, 2008, 2, 30[1]:105-108[2]王怒涛, 罗兴旺, 姜军, 罗志峰.新型水驱特征曲线系列 (二) [J].西南石油大学学报, 2008, 2, 30[1]:105-108

[3]杨寿山.安塞油田坪北区低渗透油藏优化注水开发对策[J].江汉石油职工大学学报, 1999 (4) [3]杨寿山.安塞油田坪北区低渗透油藏优化注水开发对策[J].江汉石油职工大学学报, 1999 (4)

[4]肖毅, 黄勇.污泥调堵技术在后续水驱阶段的研究与应用[J].大庆师范学院学报, 2008, 3, 28[2]:158-161[4]肖毅, 黄勇.污泥调堵技术在后续水驱阶段的研究与应用[J].大庆师范学院学报, 2008, 3, 28[2]:158-161

油田注水开发矛盾机理研究 篇8

1 人为因素

(1) 地层能量估计略有偏差, 开发之前没有提前注水补充地层能量, 直到全面开发油藏之后, 采油强度迅速下降, 达不到预期的油井工作制度, 因而不能保证稳产, 如此一来, 经济效益甚微, 并且伴随有一定的投资风险。此外, 对于地层物性差, 渗透率低的区块, 如果地层压力得不到及时的补充, 导致地层压力迅速下降引起的地层渗透率减小是不可逆的。这种情况对于后期的二次采油也会造成更大的困难。以大庆朝阳沟油田不同注水时期采油强度对比图为例, 如下图所示:

(2) 有的注水井是由油井转注而来的, 而这些井在开始生产之前都经过一定的人工压裂, 如果人工裂缝偏长的话, 在转为注水井之后, 很容易造成方向性水淹, 如此一来, 并不能达到注水开发的预期效果, 很有可能出现地层压力依然下降的现象。另外, 过大的裂缝缝长, 会导致注水井和生产井裂缝间的距离变短, 或者碰头, 这样水淹的时间更短, 注入水的波及面积也会有所差异, 降低了注水开发的效果[3]。

(3) 为了维持现有的地层压力或者尽可能减小注水压力降低的幅度, 可能会人为的增加注水量, 然而, 过猛的注水会导致注水压力超过地层的水平主应力, 一旦注水压力过大, 地层中的微裂缝很容易重新开启, 这样, 地层的吸水能力会增大, 方向性水淹的可能性更大。如果基质导压能力差, 那么注水强度不稳或偏大, 还有可能造成其他方向上的水淹。

(4) 生产井和注水井井网设计不完善。井网的完善程度对注水效果也有很大的影响, 强注水区由于液流方向多, 地层压力恢复较快, 保持程度高, 单井生产能力自然相对较高。反过来欠注水区由于地层压力得不到有效补充, 单井生产能力逐步递减[4]。

(5) 一般来讲, 根据某些纵向储层非均质性和夹层特征, 应该全层段射孔的地层没有采取全层段射孔, 从而导致了储层中剩余油的不均匀分布。

2 地层因素

(1) 在低渗透地层中, 由于孔喉细小, 在注水开发过程中, 很容易造成贾敏效应, 从而导致堵塞油流通道。

(2) 在天然裂缝高度发育的方向上, 尤其是与人工裂缝连通, 或者是因为注入水的缘故, 人工裂缝连通了天然裂缝, 在注水压力过高的情况下, 会造成严重的水淹水窜现象。

(3) 如果遇到纵向非均质性强, 隔层夹层多的地层, 会导致剖面上的剩余油不能有效驱替, 这种情况下, 也会出现注入水效果不理想的情况。

(4) 地层基质的渗透率和导压能力低, 渗流阻力大, 启动压差大, 造成压力传递缓慢、注入水能量损耗大、注水见效缓慢, 使得不见效油井的地层压力随生产时间增大持续递减。

基质渗流的见水时间, 不考虑非达西渗流, 利用低渗储层的平均参数来计算低渗透基质的见水时间, 在此采用李传亮教授的流管法公式[1]:

tx为注入水到达X方向所需要的时间, 单位为千秒;

µ为水的粘度, 取1m Pa.s;

d为井距;

pw i为注水井井底压力, 取其平均值13MPa;

pw p x为油井井底压力, 取其平均值1.4MPa;

φ为介质孔隙度;k为水的相渗透率取0.23×10-3µm2。

从不同方位油井的计算结果 (表1) 可以看出, 即使忽略低渗透储层的启动压差, 油井在基质渗流情况下见水也是非常缓慢的, 基本在10年以上。

(5) 沉积微相的相变、以及单砂体宽度的限制, 渗透率在平面上具有较强的非均质性甚至渗流边界, 使水驱效果更差。

3 结论

造成油田注水开发矛盾的机理主要是人为因素和地层因素。当然, 还有更为具体更为细致的因素, 在不同的油田区块, 表现的不尽相同。

总之, 在油田开发现场实践过程中, 还存在各种各样具体的问题。不同的开发方式, 对应的开发矛盾机理不同, 对于每一种开发方式的矛盾机理研究, 都能为现场实际生产提供一定的参考, 现场人员可以以此为参考进行作业方案的调整, 最大限度的保证稳产, 降低开发的风险投资。

参考文献

[1]李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社, 2011

特低渗油田注水开发技术研究 篇9

1 地质储层特征

安塞油田主要含油层系为上三叠统延长组地层, 以内陆淡水湖泊三角洲缘水下分流河道、河口砂坝为主, 含油范围大 (单层含油面积14.6~128.1km2) , 平面上油层分布广、纵向上含油层系多。主力油层长6油层岩性为浅灰、灰褐、灰绿色硬质长石细砂岩, 石英含量20.1%, 长石含量49.8%, 岩屑含量8.6%, 胶结物占11-14%。长6油层的储层平均有效孔隙度11%~15%, 孔隙类型为粒间孔—溶孔—微孔混合型, 空气渗透率1~2m D[1]。

2 油田注水开发的原因及历程

为什么要进行注水开发?陆相沉积形成的油田, 一般非均质比较严重, 边底水不够活跃, 安塞特低渗透油田储层致密, 导压能力差, 天然能量更小, 一次采收率很低, 为了取得较好的开发效果和经济效益, 一般需要采取人工补充能量保持压力的开发方式。水易于获得;水对于低相对密度和中等相对密度的原油是一种有效的驱扫媒介;注水的投资和操作费用低, 而利润大;水注入地层相对容易;水在油层中容易流动。实现油田稳产, 主要是通过科学的注水调控和措施挖潜, 控制油田的自然递减和综合递减, 提高油田最终采收率[2]。油田注水开发的历史:注水开发的历史开始于19世纪中期, 第一次注水纯属偶然, 发生在美国, 是从浅水砂层中的漏失造成的, 或者是积聚的地表水进入井眼造成的;最初的注水是先在一口井上进行, 当邻井被水淹时, 转为注水井, 从而形成环状注水, 随着注水的发展, 又出现“边缘注水”“线性注水”;1924年, 第一个“五点井网注水”方案在美国Brandfond油田实施;尽管这样, 直到50年代初注水才真正得到广泛应用。跟据对全国15个低渗透油田计算, 平均弹性采收率为3.25%, 溶解气驱采收率为13.9%, 依靠天然能量开采总采收率为17.10%, 而水驱开发, 最终采收率可达26.9%。

3 油田注水开发方式

油田注水方式:是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。主要有切割注水、边缘注水、面积注水。

3.1 边缘注水

边缘注水就是把注水井按照一定的形式部署在油水过渡带附近进行注水。适用条件:油藏构造比较完整;油层分布比较稳定, 含油边界位置清楚;外部和内部连通性好, 油层的流动系数较高, 特别是注水井的边缘地区要有好的吸水能力, 保证压力有效传播, 水线均匀推进。

3.2 切割注水

切割注水利用注水井排将油藏切割成为若干区块, 每个区块可以看成是一个独立的开发单元。适用条件:油层大面积稳定分布且具有一定的延伸长度;在切割区内, 注水井排与生产井排间要有好的连通性;油层渗透率较高, 具有较高的流动系数。

3.3 面积注水

面积注水指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上进行注水和采油的井网系统[3]。适用条件:油层分布不规则, 延伸性差;油层渗透性差, 流动系数低;油田面积大, 但构造不完整, 断层分布复杂;适用于油田后期强化开采。优点:所有油井都处于注水井第一线, 有利于油井受效;注水面积大。注水受效快, 每口油井有多向供水条件, 采油速度高。

4 安塞油田注水开发可行性评价

通过对储层评价、增产途径、井网选择、开采方式和采收率等进行综合研究认为, 晚注水比早注水好, 450m井距注水比400m井距注水好, 自然能量开发最好, 注水或注气都不经济可行[4]。中国石油天然气总公司勘探开发研究院用拟函数处理油水相渗透率曲线, 采用多类模型对安塞油田进行注水开发数值模拟认为, 注水开发基本可行, 采用300m井距反九点、五点井网, 推迟5年注水, 单井产能3.0t/d, 采收率可达到18.3%。长庆石油勘探局勘探开发研究院对储层结构及渗流特征、油层污染地质因素及伤害机理、油层保护及压裂改造, 室内及现场注水试验进行了深入研究和认真研究。得出结论:安塞油田具备注水开发的地质条件, 注水开发可行, 采用250~300m反九点面积井网, 通过压裂改造, 早期注水补充能量开发, 预测单井产能3.0~4.0t/d, 注水采收率可达20%以上。

5 安塞油田注水开发的效果

安塞油田在井组实验注水及先导性注水试验区取得成功的基础上, 扩大试验范围, 在安塞油田王窑油区西部按300m井距反九点面积注水井开辟了8万吨的工业化试验区, 注水方式采取:初期加强-见效后温和-见水后控制-中期再加强;注水时机采用同步或超前注水, 有利于提高见效程度和单井产能, 形成的技术系列及认识主要有注水开发可行, 采收率可达到18~20%[5];安塞油田低渗储层需经压裂改造才能获得工业油流;微裂缝对注水开发起关键作用, 井网部署合理, 注采控制得当, 可以取得较好的效果;钻井、完井、射孔、压裂、注水、采油工艺、动态监测和地面集输等是重要的开发建设配套技术。

参考文献

[1]王道富, 朱义吾, 李忠兴, 等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2003:132-136[1]王道富, 朱义吾, 李忠兴, 等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2003:132-136

[2]庞宏伟, 邓江洪, 等.安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考[J].江汉石油职工大学学报, 2002, 15 (3) :23-24[2]庞宏伟, 邓江洪, 等.安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考[J].江汉石油职工大学学报, 2002, 15 (3) :23-24

[3]赵国谕, 宫伟, 等.安塞特低渗透油田注水开发效果分析[J].油气地质与采收率, 1996, 6 (4) :27-28[3]赵国谕, 宫伟, 等.安塞特低渗透油田注水开发效果分析[J].油气地质与采收率, 1996, 6 (4) :27-28

[4]朱玉双, 孔令荣, 曲志浩, 等.注水开发并非安塞油田长6油层低采收率的主要原因[J].石油与天然气地质, 1997, 18 (3) :221-223[4]朱玉双, 孔令荣, 曲志浩, 等.注水开发并非安塞油田长6油层低采收率的主要原因[J].石油与天然气地质, 1997, 18 (3) :221-223

低渗透油田超前注水开发技术研究 篇10

1低渗透油田存在的问题

低渗透油田可以说是我国的油田开发的主战场, 规模已经占到总量的70%以上, 但是低渗透油田在开发过程中还存在很多的问题, 低渗透油田的压力低, 对于浅井来说压力低更是一个致命的弱点, 井越浅钻井液的压力就小, 一旦地层的压力发生不平衡现象, 尤其就会上窜, 由于井的深度不够, 所以尤其就会在很短的时间内冲到井口, 没有处理的时间, 如果井没有技术套管, 就会出现井喷现象, 就算关上井也很容易在上部憋漏。低渗透油田的孔道狭窄, 所以当油水在孔缝中渗流时在流经孔喉时阻力就会变大, 就会导致部分留在孔喉处, 这样就会使孔喉处的直径变小, 也就导致了油的渗透率降低, 就会出现水锁现象。这些现象都会造成低渗透油田在开发过程中出现危险, 低渗透油田还因为其自身问题, 导致开发难度大的现象, 只有不断改进和完善技术, 才能达到高产出、低成本的目的。

2超前注水技术的开发原理

超前注水技术在低渗透油田使用后经过一定时间的注水后, 就会使地层压力高于原始地层压力, 建立有效的压力驱替系统, 降低油井初始含水率, 提高油田的采收率。超前注水技术的开发应用对解决低渗透油田有显著的效果, 超前注水技术能够提高地层压力减少对地层的伤害, 裂缝性低渗透油田在地层压力大幅度下降之后油层孔隙就会减小, 就会导致裂缝的闭合, 渗透率的降低, 实验研究表明, 当地曾压力下降以后再恢复到原来的压力是不可能的只能达到原来的60%左右, 这样就会导致储层渗透率的变差, 而超前注水技术的应用就可以很好的解决这一问题, 保持地层的压力, 避免渗透率的变差。超前注水技术可以建立有效地驱替压力系统, 提高有效波及面积。当低渗透油田采用超前注水技术后可以增加地层压力和生产压差, 提高驱动压力的梯度, 当注水量达到一定标准时油田中任何一点的压力都会比启动压力梯度大, 这时就会建立起有效地驱替压力系统, 采用超前注水技术可以使地层压力保持平衡, 使水在此层中均匀前进, 首先会向较高渗透层流进, 当较高渗透层的压力变大以后就会向较低渗透层流进, 这样就会使有效波和体积都提高, 就会提高采购率。超前注水技术保持原油的性质不变差, 因为产前注水技术可以使地层压力基本高于原始地层压力, 这样就会保证原油渗流通道的顺畅, 有利于提高油井产量。当启动压力梯度越大时, 含水率就会越高, 超前注水技术减小了地层压力, 改善了储层渗透率, 这样启动压力梯度就会降低, 当超前注水结束后油井的含水率就会降低, 这样就会改善油田的开发效果。

3超前注水技术的措施

超前注水技术旨在不断提高地层压力, 来保证低渗透油田的产量, 在超前注水技术运用过程中, 地层压力会持续上升, 当达到一定标准时就会趋于一种平稳的状态, 但这种平稳状态下原油的产出也不是上升的趋势, 而当地层压力保持在110%-120%时, 原有的产量才呈上升趋势, 进而达到最高值, 所以要保证原油产量达到最大值就要保证地层压力在110%-120%。在超前注水技术使用过程中要注入多大的压力才合适也是一个关键问题, 既要以较大的压力注入也要保证在地层破裂压力之内, 实验表明注水压力不要超过地层破裂压力的85%就可以了。注水强度也是一个要关注的问题, 根据成功使用超前注水技术的油田的经验, 当注水强度在每立方米3.0时, 就可以达到最大生产值。合理的超前注水时间是很重要的, 超前注水技术使用过程中, 当地层物性越差时, 原始地层压力就会越高, 所需的产前注水时间就会越长, 当注水强度提高时超前注水的时间就会缩短, 实验表明, 注入的体积越大, 单产量就越高, 考虑到最佳经济效益合理的注水时间应该是3-6个月。

4总结

超前注水技术对于保持低渗透油田的地层压力有重要作用, 在运用超前注水技术时要注意建立有效地驱替压力系统, 提高有效波及体积, 减少对地层的伤害, 保持原有的性质不变差, 还要注意压力水平界限的确定、压力注入的强度和注水时间的确定, 让超前注水技术改变低渗透油田存在的问题, 提高油田产量。

摘要：随着经济的发展, 越来越多的低渗透油田得到开发, 由于低渗透油田存在着启动压力梯度和节制变形的缺点, 为了改变这些缺点, 借鉴国外油田的开发技术研究出超前注水技术, 并在我国也得到了广泛应用。这种方法对低渗透油田开发是一种有效的方法, 对提高低渗透油田开发有指导性的效果。

关键词：低渗透油田,超前注水,技术开发

参考文献

[1]严述新.低渗透油藏注水开发调整技术研究[J].胜利油田职工大学学报, 2010, (05) .

[2]何秋轩, 阮敏, 王志伟.低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因素[J].油气地质与采收率, 2012, (02) .

[3]霍英彩, 张永成, 贾敏.低渗透油藏评价研究现状[J].内蒙古石油化工, 2009, (17) .

油田注水开发技术 篇11

大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿 黑龙江省大庆市 163000

摘要：油田注水井流量计运行的效果会对石油量和水流量的控制工作产生不良影响，本文现对普通高压干式水表、LUB系列漩涡流量计等流量计进行简要介绍，探讨流量计的应用情况，为油田注水井流量计的发展提供理论基础。

关键词：油田注水井流量计；现状；应用

油田开发注水是石油开采实践中重要的一项工艺，随着油田开发的不断深入，地层的吸水能力逐渐减弱，注水压将逐渐升高，而稳油控水的工作将愈加重要，但是在实际情况中，部分油田注水井流量计的使用并不规范，计量精度并不高，不利于石油开采的发展。现对几种常见油田注水井流量计的类型、性能等进行分析，为规范油田注水井流量计的使用提供理论资料。

一、油田注水井流量计的分类

（一）普通高压干式水表

普通高压干式水表可分为高压漩涡流量计和角接式流量计，该流量计工作的原理是运动的液体带动叶轮，旋转的叶轮使磁联轴器旋转，旋转的磁联轴产生旋转磁场，而磁片在该运动磁场的作用下发生转动，从而对流量进行计量。有学者指出，在流量范围内，该水表该叶轮的转速与流量呈正相关关系，流量越大，叶轮转动的速度越快。油田注水井通常采用角接式，但是在实际应用过程中，应根据具体情况来选择较为适宜的流量计类型，从而最大限度地发挥该流量计的作用。

（二）LUB系列漩涡流量计

卡门和斯特罗哈尔漩涡产生及其与流量关系理论是LUB系列漩涡流量计的设计基础，该流量计可分为文丘利型和普通型。流场中的漩涡中有液体经过时，柱体下游会受其影响而产生一对涡街，该对涡街排列整齐，其位置会以柱体为中心不断地发生对换，而柱体两侧的涡街与流量存在紧密联系，即涡街的频率流量呈正比例关系，f=StV/d，f为漩涡分离频率，V为流体速度，St为斯特哈尔常数，d为柱体迎流面宽度。油田使用该流量计时，由于该流量計内部的部件均是固定状态，流量范围大，具有较高的稳定性，且该流量计内设有电池，能保证该流量计持续工作。该流量计的使用并不复杂，其压力损失小，线性度较好，会减少计量误差的发生，有助于提高流量计数的准确性，发生故障的情况较少，应用价值较高。

（三）LSH系列电子水表

LSH系列电子水表是速度类流量仪表，其工作的原理主要是叶轮旋转时的角速度与流量呈正比。该电子水表主要通过叶轮轴上端环形磁钢在叶轮的转动下向隔板上侧磁传感器传递磁力，该传感器接收到磁力信息后，会进行放大、滤波、整形、脉宽处理，之后输出该信号，CMOS集成电路显示器则将该信息承载的累积流量和瞬时流量显示出来。

（四）LGZ系列智能数显水表

LGZ系列智能数显水表是改进普通高压干式注水表的流量计，该流量仪表使用了新型轴承材料，使得石墨衬套更耐磨，且应用了电子显示表，有效弥补了普通高压干式注水表的不足。与普通高压干式注水表相比，LGZ系列智能数显水表可显示瞬时水量，不容易老化，可靠性较高。该仪表主要通过电磁感应将叶轮的转速转换为电信号，计算机对该信号进行处理后即可显示出累积流量和瞬时流量。

二、油田注水井流量计的应用情况

在某油田中，共有2块LGZ系列智能数显水表、2块LSH系列电子水表、2块 LUB系列漩涡流量计和26块普通高压干式水表，其中普通高压干式水表13块合格，合格率为50%，其余类型的油田注水井流量计均合格，系统运行正常。影响高压干式水表运行效果不佳的因素较多，主要因素包括以下几个方面：油田注水井运作时产生的压力较大，泵压通常约为14Mpa，油压通常约为12Mpa，在这种高压力会导致水表出现震动，计数器与磁钢的相对位置会发生变化，导致计数器可能无法准确地计数，从而影响流量计的使用效果。部分高压干式水表底部金属壳表面存在凹凸不平的情况，这种情况会使计数器与磁钢之间的连接受到影响，使得计数器出现丢转的情况，最终影响流量计的使用效果。高压干式水表在运行的过程中，叶轮持续性地高速运转后，通常会发生比较严重的磨损，使得叶轮的结构发生变化，这种变化最终导致叶轮的运转数目发生偏差，或者发生叶轮卡住不转的情况，使得高干式水表无法正常运行。高压干式水表在运行过程中，由于接触的是污水，污水中的各种杂质会对水表的铜壳体产生腐蚀作用，铜壳体被腐蚀后会变薄，叶轮与铜壳体之间的相对位置发生变化，会引发漏失的情况，最终导致水表产生负偏差的不良情况。LGZ系列智能数显水表、LSH系列电子水表、LUB系列漩涡流量计的运行效果则相对较好，其结构设计、性能等均较好，具有较强的可靠性。

结束语

油田注水井流量计在实际应用过程中，均会出现损耗的问题，但是电子水表与机械水表相结合的模式可有效改善水表的性能，提高了流量表的准确度。在实际应用中，高压漩涡流量计的性能相对较理想，运行状况良好，其准确度较高，值得应用。

参考文献：

[1]张勇.浅谈油田注水井流量计的发展与现状[J].价值工程，2015，18（04）：74-75.

[2]张凯.油田注水井流量计现场应用效果分析[J].价值工程，2011，14（06）：32.

上接第616页

以下为整定后的阀门指令反馈位置图：

指令反馈电压信号（V）就地读数（mm）

00.064

101.0679

202.05155

303.02226

404.00300

504.99374

606.01450

706.98524

808.03602

909.02676

1009.96750

4调试的应用

通过这次调试，1号机组的连通管调节阀运行正常，保证了机组的安全运行和抽汽工况的稳定运行，按照1号机组的调试经验将对2号机组进行连通管调节阀故障调试。

参考文献：

[1]《上汽300MW中间再热汽轮机概述及运行说明书》

[2]《Ovation I/O 参考手册》

作者简介：

低渗透油田超前注水开发技术分析 篇12

我国经济实力的提升, 各个行业的兴起及产业的扩张, 使得能源的需求量不断上升。在该社会形势下, 石油作为能源行业极为重要的构成部分, 其开采事业得到了长足的发展。许多油田的开发经历了较长的时间, 开采技术不断提高, 石油产量逐渐减少, 相关人员也在不断的勘探寻找其他的油田。今年来也发展了较多的油田, 但是其中许多油田的渗透率较低, 在开采时存在一定的难度及阻碍。现代科学技术的发展, 超前注水技术的发展及推广应用, 能够有效的提高低渗透油田的采收率, 是该类油田的主要开采技术之一, 因此对其的研究是十分有必要的。

2 超前注水技术的基本情况

超前注水技术是一种新型的开采技术。该技术是对低渗透油田的特征及渗流规律深入研究后, 研发出来的先进技术。具体是指在生产井进行生产之前即提前注水, 当注水时间与注水量达到一定程度时, 地层压力会不断升高, 并超过生产井运作前的底层压力。生产井在运作时, 其有效采油范围内的含油饱和度大于原始含油饱和度, 地层压力持续升高, 并超过原始地层压力, 而最终形成了完整的驱替系统。该技术是结合低渗透油井的特点, 如具有启动压力梯度、油层具有弹塑性形变等, 进行深入研究而研发出来的, 能够有效提高低渗透油田的采收率。根据实践效果分析, 利用超前注水技术进行石油的开采, 水驱采收率为23%左右, 是自然能量开采效率的3倍左右。现代油田形势的变化, 新的低渗透油田面积光大, 储量丰富, 因此该技术具有较大的发展空间[1]。

3 超前注水技术的机理

超前注水能够有效的改善低渗透油田的开发效率, 属于一种新型的注水开发模式, 为了达到使之更好的为油田的开采服务, 获得更为良好的采收效果, 可以利用渗流力学、油藏工程、分析地质条件等方式对其的机理进行深入的研究, 全面掌握超前注水的条件下特低渗透油藏的渗流规律, 便于在实践中不断的改造、优化该项技术, 进一步提高油田的采收率[2]。

3.1 减少启动压力梯度

低渗透油田的特点十分显著, 其孔道半径较小, 原油边界层或受到较大的影响, 油气渗流显现出非达西渗流的特征, 油井在进行生产活动后地层压力会急剧减少, 原油的开采量低, 且会以较大的幅度剧减。低渗透油层在流动是存在启动压力梯度, 其情况复杂, 受到各类因素的影响, 包括流体的粘度、储层渗透率、孔喉比、非润湿相饱和度等, 且启动压力梯度越大, 地层渗透率越小, 而启动压力梯度越小, 地层的渗透率越大, 该类油藏启动压力梯度与地层平均渗透率可以用以下关系式来表示:

其中λ表示启动压力梯度;a表示回归系数;K表示地层平均渗透率。以超前注水的方式增加油藏储层的压力, 油层的渗透率以及微裂缝系统的渗透率均有不同程度的上升。油层渗透率的变化幅度较小, 根据上述关系式可见, 油层的启动压力梯度的改变不显著, 但是如果地层压力大于微裂缝开启临界压力, 则会大幅度改善微裂缝系统渗透率, 其启动压力梯度则会明显降低, 而储层渗透率则会显著提升[3]。

3.2 改善渗透率

许多低渗透油田都存在一定数量的裂缝发育, 如果该油藏地层压力大幅度的降低, 油层孔隙则会变小, 裂缝处在闭合状态, 相应的渗透率也会较低。采用注水的方式使得地层压力升高恢复, 也仅仅能将渗透率提高至70%左右。而超前注水能够使地层压力保持在较高的状态, 地层压力下降对于微裂缝渗透率的影响也会降低, 油层内部一部分无法流动的原油开始运动。虽然水相的相对渗透率没有明显的变化, 但是油相相对渗透率会显著上升。在注水压差较高的条件下, 微裂缝会打开, 尺寸变大后即会有效的提高地层微裂缝系统的渗透率, 改善原油的流动状态[4]。

3.3 提升驱油效率

在传统工艺中, 低渗透油田一般是选择滞后注水或者同步注水方式, 该类方式是先把渗透率较好、阻力较小的层段进行快速开采, 而该类层段的压力降比较大, 更加促进了高渗透层的突进, 降低了注人水的平面波及系数, 水驱油的效果较差。低渗透油田进行开发之前, 其地层各个点的压力水平基本一样, 整体属于平衡的状态。利用超前注水技术在注水井进行投注, 注入的先下到井底, 在以均匀的态势向其周边的地层缓缓的层层推进。其先是流入渗透率较高、流阻力小的部分, 该层段的地层压力升高后, 注人水流动的阻力也会变大, 且高渗透层与低渗透层之间存在一定的压力差, 注人水则会推进到低渗透层的部分, 将其地层压力升高, 减小其压力差, 许多细小孔道中储存的原油会被排挤出来, 注水平面波及系数会相应升高, 水驱油的效果更佳明显, 优化低渗透油田的采收率[5]。

4 总结

现代石油产业的发展, 不论是今年来勘探出的新油田还是已经经历了长时间发展的老油田, 其渗透率也呈现出越来越低的趋势。石油技术的不断发展与完善, 超前注水技术的出现, 成为了低渗透油田开采的有效方式之一, 其能够有效的提升油田的渗透率, 提高油田的采收率, 本文仅从一般的角度分析了该技术的基本机理, 在实践中开采人员还需要结合油田的具体情况充分考虑油田的井网系统、地层地质条件、原油物性各项因素, 不断优化技术, 充分开发石油资源, 为石油企业带来良好的经济效益及社会效益。

摘要：现代社会的发展, 各个行业对于能源的消耗量极大, 因此石油的开采事业得到了长足的发展, 对于油田的勘探及研究正在深入发展。现代科学技术的发展, 油田的勘探技术、油层改造技术不断提高, 勘探出较多性质特殊的油田, 该类油田具有渗透率低、面积大、数量多等特点。也由于其具有该类特征, 其地质的天然能量较少, 原油渗流时受到较大的阻力, 且能量消耗极快。在开采的初期虽产能较高, 但是到后期产量会逐渐下降, 且十分不稳定性, 对于低渗透油田的开发造成了严重的影响。现代的超前注水技术即是针对该情况所研究的新型油田开发技术。本文简单的分析了超前注水技术的基本情况;运作机理, 包括减少启动压力梯度、改善渗透率、提升驱油效率等, 为从事低渗透油田开发事业的人员提供一定的参考与借鉴。

关键词：低渗透油田,超前注水开发技术,机理,研究

参考文献

[1]闫健, 张宁生, 刘晓娟.低渗透油田超前注水增产机理研究[J].西安石油大学学报 (自然科学版) .2008 (05) :43-45

[2]刘忠运, 陆晓锋, 汤超.低渗透油田超前注水技术研究及应用[J].吐哈油气.2010 (01) :24-29

[3]赵冰, 顾晓敏, 邓海蓉.超前注水技术改善低渗透油田开发机理的研究[J].石油化工应用.2009 (01) :39-40

[4]张承丽, 宋国亮, 魏明国, 殷代印.低渗透油田超前注水对开发效果的影响[J].大庆石油学院学报.2011 (03) :45-49