注水效果（共8篇）
注水效果 篇1
注水开发已经成为油田开发的主要方式, 在油田的开发过程中得到了广泛的应用。定边油田就是一个很好的例子。定边油田是一个低渗、低孔、低压的油藏, 对于这样一个特殊的油田, 如果采用常规的注水开发技术, 就会出现开发效率慢、油田的产量递减比较快、稳定生产的水平低, 于是对定边油田实施了超前的注水开发技术, 采用这种技术可以及时的补充地层的能量, 提高相应的渗透率, 很大程度上提升了工作效率, 有效的控制含水的上升率, 开发的效果得到了明显的改善。
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
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注水效果 篇2
【关键词】多层油田开发；早期注水；必要性；效果
60年代大庆油田投入开发初期，在认真调査研究国内外大型砂岩油田开发经验的基础上，根据本油田的地质特点，经过不同开发方案的对比，决定采用早期内部注水，保持油层压力的方式开发。
一、大庆油田采用早期内部注水开发的必要性
1、边水不活跃
萨尔图油田西区过渡带4口井试水资料表明，油田边水很不活跃，日产水量只有2～12m3左右，累积产出100m3左右，地层压力就下降0.2MPa。
西区过渡带边水驱油试验区试采资料也表明，边水驱油效果很不理想。在周边无较好封闭的条件下，区内6口井以平均1.69%的采油速度生产2年，总压降已达1.46MPa。为了进一步评价油田边水能量，对喇嘛甸油田葡一组油层水驱开发指标进行了简化计算。在单排开采排间采油速度1.5%时，当生产井排距油水界面200m时，开采3年，生产井排的地层压力下降1.74MPa，当排距为400m时，只需生产1年，生产井排的地层压力就下降2.17MPa，当排距为600m时，只需生产0.5年，生产井排地层压力就下降2.39MPa，因此，利用边水能量驱油开采是不可取的。
2、地饱压差小，弹性能量小
油田原始地饱压差在油田北部为0.6～1.0MPa，在南部为2.0～3.0MPa，若依靠弹性能量采油，当地层压力降至饱和压力时，地饱压差相对较大的南部也仅能采出地质储量的1.7%。
3、油田面积大，边外注水不能使油田有效地投入开发
大庆油田面积大，油田宽达10～20km，如果采用边外注水，根据计算，只能使30%的面积和10～15%的储量在水驱条件下开发，油田内部大部分地区受不到注水效果，势必造成压力下降、产量下降和大批油井停喷的被动局面。
4、早期内部注水保持油层压力的开发方式有利于油田的稳产和提高最终采收率
为了选择合理的开发方式，曾对一个区块采用天然能量开采，还是早期注水保持油层压力开采进行了模拟对比。计算结果表明：利用天然气能量开采，在保持1.5%的采油速度条件下，当油井流压允许降到最低限度0.1MPa时，全油田的稳产年限，最多也只有4.4年，稳产期采出程度6.6%。此时，油井的气油比已上升到700m3/t，与原始气油比相比较，上升了15.6倍，地层压力已由9MPa下降到4.3MPa，平均每年下降1.07MPla。若油井流压只允许下降到正常生产压差的界限时（如生产压差采用5MPa），其稳产年限只有2.7年，稳产期的采出程度只有4.05%，此时气油比上升到300m3/t，与原始气油比相比较，上升近5.7倍，地层压力下降到7.3MPa，平均每年下降0.63MPa。油田能量枯竭时的最终采收率只能达到14.8%。
若油田采用早期内部注水保持油层压力开采方式进行开发，同样以1.5%的采油速度保持自喷采油，在采用分层调整措施条件下，可以稳产9.4年，稳产期采出程度可以达到14.1%，含水98%时，油田采收率可以达到33%。
综合国内外油田开发的经验教训和油田生产试验区的实践，为了使油田保持比较高的生产水平，并在较长的时间内实现高产稳产，决定对油田采用早期内部注水保持压力的开发方式。根据不同油层和不同地区的特点，分别采用行列注水和面积注水两种注水方式。油田投入开发以后，取得了比较好的效果和生产的主动权。
二、大庆油田采用早期内部注水、保持油层压力开发的效果
1、油层能量充足，产量高，生产主动
由于大庆油田成功地采用了早期注水，保持油层压力的开发方针，多年来，油层能量始终很充足。通过全面分层注水以及对中低渗透层进行层系井网调整，不仅主力油层保持了较高的压力水平，而且非主力油层压力也保持在原始压力附近，保证了绝大多数油层都处于水压驱动下开采，油井生产能力旺盛。由于地层压力水平高，生产压差调整余地大，油井可以保持较长时间的高产期，油田在开发初期，单井产油量可以达到36t/d，到含水60%时，单井平均产油量仍可保持在33t/d，为油田实现高产稳产打下了坚实的基础。
2、油井保持了较长的自喷开采期
由于地层压力始终保持在原始压力附近，使油井一直保持了较强的自喷能力，全油田在含水60%左右时，还能以自喷方式实现稳产，在全油田含水72%时，自喷开采井数仍占59%，自喷井的产油量还占66%。
长期保持自喷开采，不仅采油工艺简单，管理方便，而且有利于录取分层动态资料，以便正确地掌握各类油层的动用状况和潜力分布，及时进行调整，改善油田开发效果。
3、有利于充分发挥工艺措施的作用，改善中低渗透率油层的开发效果
大庆油田由于始终注意保持较高的地层压力，因而使各种增产措施一直取得了较好的效果。1976～1980年，靠各项工艺措施增产原油925×t，1986～1990年进一步达到2533x10t，对油田稳产起了重要作用。
4、原油性质没有明显变化，为今后进一步改善开发效果保持了有利条件
在大庆油田整个开发过程中，由于油层压力始终保持在原始压力附近，未出现油层压力大面积低于饱和压力、地下原油大量脱气的不利局面。萨中地区历年原油性质监测结果表明，自无水期直到中、高含水期，原油的相对密度、粘度和含蜡量均没有明显变化，只有凝固点略有上升（由初期的25℃上升到30℃左右），表明地下原油在开采过程中一直保持了较好的渗流条件，这对油田后期调整，改善开发效果是十分有利的。
注水系统优化运行效果分析 篇3
外围注水系统采用注水站柱塞泵高压供水、单干管单井配水流程。由于柱塞泵参数基本相同, 无法实现调节能力, 只能通过阀门开启度调节注水量, 导致部分能量损失。
1 注水系统优化措施及效果
针对油田注水系统能耗现状, 通过能耗大调查, 认真分析, 采取综合节能措施, 应用精细地质研究成果, 加强注水结构调整, 控制油田低效无效循环, 积极探索应用节能新技术, 降低注水站、管道能量损失, 同时加强优化运行管理, 取得了很好的节能效果, 为采油七厂油田注水系统节能优化运行提供了经验。
2011年注水量比2010年降低53.3×104m3, 注水耗电量比去年同期减少379.47×104k Wh, 注水单耗下降0.03 k Wh/m3。
1.1 减少低效无效注水循环, 实现源头控制
1) 加大水井方案调整力度。针对油田存在低效无效循环注入体, 以多学科研究成果为指导, 细化分层注水调整, 改善水驱开发效果。2011年实施水井方案控制注水调整243口井, 337个注水层段, 其中方案控水71口井89个层段, 日配注减少895 m3, 日实注减少934 m3, 截至目前已累计减少注水19.45×104m3。方案实施后, 共有对应的79口油井见到明显效果, 累计减少产液0.34×104t。
2) 开展“免测试层段轮换”周期注水。在外围油田开展了“免测试层段轮换”周期注水试验研究, 即每次只注一个层段, 其他层段投死嘴;根据年注水量要求, 确定单层段合理的注水周期;通过控制井口注水压力, 保证日注水量。通过优选试验区块, 试验区内共有注水井25口, 91个注水层段, 方案实施后, 平均注水压力下降1.76 MPa, 平均日减少注水152 m3, 年减少注水2.84×104m3。
3) 扩大外围地区周期注水技术应用规模。在外围地区新增加周期注水井62口, 与全年注水相比, 累计减少注水36.1×104m3;同时为控制含水上升, 降低油田注采比, 在外围油田老井区实施周期调整24井次, 累计减少注水2.68×104m3。
1.2 注水站节能优化措施
老区由于多年生产运行, 随着开发调整, 注水系统也在变化、调整, 部分注水站泵况与站外系统不匹配, 注水站泵管压差大, 站内能量损失严重。针对这种问题, 采取注水泵减级和安装前置变频来降低泵管压差及注水站内能耗。
葡1-1注水站站外注水系统所需注水压力为15.0 MPa, 而该站2#泵为10级泵, 泵压为17.9MPa, 管压差为3.4 MPa;2#注水泵减级并安装前置变频后, 泵压平均降低2.8 MPa, 泵管压差平均降低3 MPa, 日耗电平均减少3371 k Wh, 注水单耗平均降低1.8 k Wh/m3。
葡一联注水站2#注水泵减一级, 变频开始投入运行, 运行后, 泵压平均降低1 MPa, 管压平均降低1.1 MPa, 日耗电平均减少797.1 k Wh, 注水单耗平均降低0.06 k Wh/m3。
1.3 高压注水井优化措施
通过老区注水站注水井油压调查发现, 部分注水站为满足极少数高压注水井压力要求, 注水泵扬程均远远高于大部分注水井所需压力, 致使泵管压差大, 截流损失大, 能耗高。在葡一联地区开展注水系统管网优化运行, 对站外高压注水井采取增压泵增压措施, 满足高压井注水压力。
葡一联地区注水井井口最高油压为14.8 MPa, 最低4.3 MPa, 配水阀截流损失3.6 MPa, 能量损失严重。经分析该地区高于12.5 MPa的注水井23口, 占该地区注水井数的10.2%。
以12.5 MPa作为葡一联注水压力分界线, 高于12.5 MPa的水井采取单独增压, 一方面降低注水站内注水泵出站压力, 对注水泵进行减级, 安装变频器, 降低注水泵泵压, 使得泵压减为13.5 MPa, 此泵压可满足葡一联地区油压小于12.5 MPa的水井注水压力需求;对高于12.5 MPa水井, 在配水间内安装增压泵, 提高注水压力, 满足高压水井的注水需求, 同时降低注水站的出站水压, 节约注水泵的耗电量, 减少能耗, 年节约电量90×104k Wh。
1.4 注水管线射流冲洗
为了减少管路压降损失, 开展了注水管线空穴射流冲洗试验, 彻底冲洗管线, 提高注水管线内壁光滑度, 降低压力损失。当射流压力达到60 MPa以上时, 除垢效果极佳, 清洗速度较快, 除垢率达到98%以上[1]。经过对注水干线空穴射流冲洗试验, 统计管线前后压力损失, 可知冲洗后每公里注水干线压降降低0.1 MPa, 每公里注水单井管线压降降低0.42 MPa。在采油七厂部分地区对30.5 km注水管线采用空穴射流清洗技术, 降低管线压降, 达到注水管网节能降耗的目的。
1.5 优化生产运行
1) 加强柱塞泵的维修工作, 保证设备在良好状态下运行。采油七厂外围油田属于低渗透油田, 注水井注水压力高, 最高达到20 MPa, 采用低压供水柱塞泵增压注水工艺。由于柱塞泵运行中配件易损坏, 维修工程量大, 影响柱塞泵使用效率。为提高柱塞泵使用效率及保证注水井正常注水, 该厂与柱塞泵生产厂家签订协议, 所有柱塞泵都由厂家进行维修, 维修人员住在前线, 柱塞泵出现问题能够及时进行维修, 保证设备完好率达到100%, 使柱塞泵始终处于良好的运行状态, 提高柱塞泵运行效率, 达到降低柱塞泵维修费用及节能的目的。
2) 抓好注水泵启停管理工作, 严格控制在用电峰值启停注水泵。为加强注水站注水泵运行管理, 运用科学管理办法, 降低注水泵耗电。注水站启停注水泵首先向主管部门汇报, 同意后方可启停注水泵;倒泵必须在用电平谷段进行操作, 注水泵在峰段时出现紧急情况, 停泵后及时汇报, 及时做好备用泵启泵前准备工作, 请示电调同意后方可启泵。
3) 细化注水管理, 满足油田开发方案需要。采油七厂部分地区属于低渗透油田, 在不同时期不同阶段注水量和注水压力都会发生变化, 因此, 注水站在运行过程中, 应考虑不同时期运行不同参数的注水泵, 来满足注水压力和水量的需求。例如, 该厂某地区间注井较多, 冬季和夏季油田注水量差异较大, 注水站采用同一参数的注水泵运行, 就会造成冬季耗能大的问题, 因此, 为满足冬夏季正常生产要求, 采取对该地区注水站3台注水泵中1台注水泵进行减级, 由原来的10级减到9级。当夏季油田用水量大时, 运行10级注水泵, 满足注水压力和注水量的需求;当冬季油田注水量小时, 运行9级注水泵, 就能满足注水压力和水量的需求, 达到节能的目的。
2 结论及认识
采油七厂老区注水系统运行三十余年, 当年设计模式近年来逐渐显露出一些弊端, 系统能耗高, 运行成本大, 导致注水系统成为油田一个能耗大户, 年注水耗电占油田生产耗电比重逐年增长。通过今年采取的一系列节能降耗优化运行措施, 取得一些显著效果, 同时还有以下几方面工作需要继续努力。
1) 注水系统能耗是在水注到地下过程中发生的, 因此, 降低无效低效注水循环、实现源头控制是注水系统节能的关键。
2) 根据开发形势的变化, 部分注水站已不能满足油田节能形势的需要, 因地制宜地采取优化措施, 降低泵管压差, 减少截流损失是站内优化的必要措施。
3) 所辖高压注水井比例较小的注水站, 考虑单井增压措施时, 需进行增压泵增加耗电量与注水站减少耗电量的综合对比, 寻找临界值。
4) 对老区内部结垢严重的注水管线应定期冲洗, 减小管线内部摩阻, 提高管线光滑度, 降低压力损失。
5) 继续抓好注水泵启停管理工作, 严格控制在用电峰值启停注水泵, 达到节能的目的。
参考文献
注水效果 篇4
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7 6.9 5%, 地质储量采油速度0.9 1%, 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。
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
参考文献
改善水驱开发效果提高注水效率 篇5
1 有效注水，加大注水井节能措施
1.1 精细地质方案编制，加大高含水井区控水调整力度
为控制水驱高含水产液量的增长，控制无效注水，对某区块继续加大细分调整技术的应用力度，合理调整井间、层间注水结构。全年共对矛盾突出的236口注水井的264个层段实施了控水调整。调整后，日配注水下降2 900 m3，日实注水减少3 410 m3，累计减少注水13.73×104m3。井区连通469口未措施采油井，调整前后对比，日产水下降966 t，综合含水下降0.20个百分点。
1.2 加强测试管理，努力提高注水质量
一是提高调配合格率，保证注水合格率，首先保证可调层调配合格率达到100%，同时做到可调层调配既合格又合理，保证注水质量。二是加大测试现场跟踪力度，实行测试现场三级监督制度，保证注水合格率。三是加强注水井管理，保持注水管网压力稳定，提高测试资料使用周期，保证单井注水平稳，加大洗井力度，确保注水井测试前洗井。
通过实施精细测试，缩短测调周期，大幅度提高注水方案符合率，使水驱分层注水率由2010年的89.6%提高到2011年的90.7%，分层注水合格率由2010年的86%提高到2011年的89.5%，减少超误差注水时间，严格控制了高含水井、层的注入量，增加了低含水井、层的注入量，提高了注水利用效率，减缓含水上升速度，整体上减少了无效注水和无效产出，在源头上实现了节能节水。
1.3 扩大周期注水应用规模，减少低效循环注水
周期注水是在现有井网条件下周期性地改变注入量，使地层中油水不断地重新分布和层间交换[1]。造成对油层的脉冲作用，在油层中建立不稳定的压力场。从而导致高、低渗透层段间产生一个附加压力差，通过油水交渗效应，改变油水垂向分布，促使原来未被注水波及到的低渗透储层、层带投入开发，提高了非均质储层的驱油效率，是层状非均质油层提高采收率的一种经济有效的方法。为减缓区块产量递减速度，控制低效注水量的增长，大庆油田第二采油厂自2003年开始进行周期注水可行性研究，先后对水驱3个区块78口基础井网注水井实施了周期注水调整，有效控制了基础井网的低效注水量，控制含水上升速度和产量递减速度，区块开发效果得到改善。累积少注水7.48×104m3，累积增油1.05×104t。
1.4 加大深、浅调技术应用力度，控制高含水井区产液增长速度
注水井浅调剖作为机械细分注水的补充，在一定时期内可有效地缓解注水层段内的层间矛盾，控制低效无效注水。针对含水上升较快井区、钻停恢复井区的注水井以及停注层恢复注水井，开展化学浅调剖工作。共计实施57口井，对比38口调剖注水井，调剖前后平均单井日注水量由95 m3稳定到91 m3，注水压力由9.21 MPa上升到10.04 MPa，视吸水指数由9.48 m3/MPa下降到9.13 m3/MPa。
根据吸水剖面计算，目的层日注水量由5 210 m3减少到2 435 m3，日减少无效注水1 165 m3，年均将累计控制低效注水13.5×104m3。
水驱深度调剖是另一项高含水开发后期改善油田开发效果的有效措施，它通过注入调剖剂，实现油层内部液流转向，从而减少无效循环，扩大注水波及体积。它相对于浅调剖具有调剖半径大、有效期持续时间长、改善剖面效果好等特点。
共计实施6口注入井，注入油层孔隙体积0.019 PV，与调剖前正常时期对比，日产液降54 m3，日产油增4.2 t，含水下降0.9个百分点。
2 搞好采油井节能降耗措施
通过对采油井采取调参、转注、堵水等一系列措施，控制低产低效井从而达到节能降耗的目的。
2.1 调小参数改善供排关系
调小参数是以降低生产能耗和设备损耗[2]，以及调整开发状况为目的的调整措施，针对供液不足、沉没度和泵效都较低的井，可通过调小参数来改善供排关系，达到供采协调。统计调小参数井51口，平均单井沉没度上升78.13 m，调参后其检泵周期已延长42 d，泵效上升1.7%。
2.2 转注改善水驱状况
采用不规则转注的注采系统调整方式，转注井7口，调整后油水井数比为1.2∶1，增加可采储量1.23×104t，水驱控制程度提高19.7%，最终采收率提高3.1%，能够较好的改善水驱状况的调整效果。
2.3 堵水改善差油层动用程度
对全井含水率较高且层间(或层内)差异较大的井采取堵水措施，改善差油层动用程度，控制无效注采，提高利用率。通过对5口采油井进行堵水措施后，平均单井日降液18 t，日产油平稳，含水率下降1.2%，累计少产水5.14×104m3。
3 结论
1)通过对注水系统采取有效的节能节水措施收到的实效，表明注水系统节能节水仍有很大的空间。通过一系列措施适时调整区块的注采系统，可提高系统的效率，降低系统的耗能耗水。
2)油田开发节能降耗要从源头抓起，实现稳油控水，减少低效注入和高含水产出，提高采收率。对于不同特性的地层，有针对性地采取适合的措施，有效的控制无效水循环，在节能节水方面贡献明显。
3)油田注水开发中的节能节水是一项重要工作，要从油田地质开发、地面工艺、采油工程、井下作业等全方位予以考虑。
参考文献
[1]洪海.周期注水改善水驱开发效果[J].石油石化节能,2011,1(5):13-15.
注水效果 篇6
1 油田现状与形式
根据乾130 区的地理位置, 总含油面积达到9.5 km2, 含油井段较长, 针对全区域43 口井的有效厚度划分, 经测试后, 划分出427.4 m的有效厚度, 平均有效厚度达到9.9 m, 并于2002 年4 月正式进行开发与生产工作。其中, 井网的安装以菱形反九点面积井网为主, 150 m排距, 井距为400 m[1]。采取较为流行的注水开发技术进行石油开采工作, 但并未取得显著效果, 反而出现多方面问题, 导致产量难以提高, 并且对地下岩层造成严重破坏。
乾130 区自开发以来, 共可分为三大阶段:第一阶段进行产能建设, 实验开发注水技术并取得良好效果;第二阶段由于水源质量较低, 注水管腐蚀严重, 导致注水开发效果低下, 并严重破坏地下岩层环境, 而企业自身由于经营国际油价大幅度降低问题, 缺乏相应资金, 无法进行生产区的革新;第三阶段通过引入资金已完成全新生产体系改革, 注水开发技术重新开始发挥自身功效, 较高的效率保障石油生产工作顺利实行[2]。
第二阶段期间, 原油产量大幅度降低的原因经调查, 问题主要集中于水源供水不断减少, 水质检查结果不达标, 注水管网使用时间较长, 内部腐蚀、生锈, 而整体井网设置并不完善, 问题严重。数据表明, 自2006 年起, 产油量下降较快, 含水却不断上升, 同年年底产液量1 846 t, 月产油量为1 019 t, 含水45%。在2009 年年底的产液量1 364 t, 同比下降482 t, 产油量540 t, 同比下降479 t, 含水量达到60.41%。
现阶段, 经过新公司的投资, 乾130 区已经大致完成相应改革, 并取得显著效果。2010 年年底产量接近16 万吨, 而2012 年年底产量已经超过35 万吨[3], 将近一倍的产量提升充分显示出重新配置后注水开发工艺的优良效果。
2 优化方案与实际效果
2.1 全新的设施对比
自2010 年改革起, 6 年来, 全新的产能设施与注水开发技术都得到十足的发展与提升, 基本上包括水源供水不断减少、水质检查结果不达标、注水管网使用时间较长、内部腐蚀与生锈等问题已经基本解决。
如今, 与过去在各方面进行对比, 水驱控制基本达到全区域覆盖、全新的注水井网结构促使油水井数量降低一倍、转注油井达到5 座、油井受效方向超过12 处[4];在水利方面, 安装有按压泵设施3 处、打水用水源1 处, 基本已完成水质的清理工作, 水质检验结果符合国家标准, 满足现有需求;更换已经出现水锈的全部管道, 采取专用的玻璃刚防腐油管, 以保障不会轻易出现水锈、腐蚀等问题[5], 并针对全部注水阀门等设施进行更换与维修, 可以确实保证注水工作的通畅运行, 通过图1 与图2 的GX II组顶面构造对比, 可清晰发现, 改革前后的精细构造对比。
2.2 优化整体注水开发方案
注水开发工作本身并不是一成不变的技术, 需要根据实际情况不断更改方案细节, 以达到最高效的工作效果。根据多年的实际研究, 乾130 区注水开发技术的调整主要根据下述几点进行。
首先测定找出最适宜的地层压力区间, 随后计算各区域油田平衡注采比, 并针对压力恢复效率, 结合物质平衡理论, 即可计算出实际需要的水井配注量;根据规定要求, 调整整体注水结构, 使之达到文件要求标准, 制定合理而明确的注采比与单井注水量。运用科学的注采井网配置方案、恢复破损底层、增加自然灾害防护能力, 从根本上解决油层损耗大、空亏多、防灾害能力差等问题。针对环境、设施、方案等问题逐一进行解决与改善, 最终达到整体石油开采区域开发效率。
2.3 注水方案
现阶段, 石油开采工作的核心就是注水开发技术的实际运用, 拥有完善的基础设施, 全面的技术实践经验, 才能做到事半功倍的效果。基础的构建需要多步骤进行。
第一步, 构建动态档案, 随时记录注水井层段和相连油井的趋势与参数, 定期进行详细的排查, 也要加强每日记录工作, 以实际数据调整油井层间的注采比例, 做到各井层紧密相连, 达到最佳的工作状态。
第二步, 针对井组各项数据变化的分析研究, 只有随时掌握实际动态, 才能使下一步注水方案更加合理而具有效果。
最后, 定制全面分析体系, 以注水井的注水层段为基础单位, 针对每一处注水单位与由管道相连接油井进行详细分析, 已明确每处油井注水量达到效果最佳时的数值, 最终将不同的数据结果逐一分析, 得出最佳计量值与注水方案。
2.4 注采井网设计方案
乾130 区注采井网设计方案需要考虑地区内的天然裂缝与人工裂缝, 注意保持注水井排方向和裂缝方向相同, 注采井网效果达到最高。由于该区域天然裂缝与人工裂缝方向大多以东西向为主, 所以注水井排方向也应相同。井网的设计需要具备注采关系, 并能够实现注水开发技术进水出油的基本需求。井网密度的设计也需满足可达到最高效率的井网密度要求。
经过研究, 井网以矩形井网机构为主, 150m×400 m、16.6 km2的井口密度。这种结构可兼容砂体方向, 同时满足裂缝与砂体方向的要求。在提升注入能力的初期阶段, 即可保持充足的地下能量, 取得较高的初始采油效率与较好的稳定性。同时, 可改善注水后水流波及的区域, 加快生产井的见效速度。
2.5 提高水井注水能力
第二阶段期间, 乾130 区开采区的水质检查并不合格, 各类杂质严重超标, 造成井口注水量降低乃至发生无法进水的问题。对此, 在第三阶段改造期间, 为找出原因而尝试了多种方案, 最终, 通过化学分析的方式找到了水井无法进水的问题所在。
注水井的各管道进行相应的化验实验后, 发现其中杂质的成份含量较高, 而严重缺乏钙、镁等金属元素, 这样进水失败的问题。在更换全新的防腐蚀材料的管道后, 经测试, 注入压力大幅下降, 仅2010 年一年就提升了超过注1 000 m3的注水量。
2.6 开发注水的实际效果
进入第三阶段, 乾130 区增加5 处油井, 使油井总数达到30 处, 其中, 注水井的数量达到12 处。全新的生产体系已完善注采井网, 促使油井增加更多受效方向, 大幅度提升油田水驱控制性能, 基本覆盖到整片开采区域, 日产油量提升快速, 检查结果符合标准, 含水率较低。
表1 中为油井每月平均日注水量, 表2 为原油每月平均日产量, 观察日注水量与日原油产量, 可以看出, 注水开发中注水量增加, 可有效提升原油产量, 联合表1 与表2 数据观察, 可清晰表明原油产量与注水量之间的关系。
2.7 注意事项
通过上文可知, 复杂岩性构造小油田利用注水开发技术, 可获得较高的收益, 整体消耗较低, 最大限度的提升利润值, 这才是石油开采工艺应具备的特征。在准备注水开发工作的设施时, 可因地制宜, 采用适宜的方式, 如构建压泵设施或准备打水用水源等, 可大幅度减少相关开销, 解决水源远离生产区小油田导致水源不足的问题。
针对第二阶段注水开发导致环境遭到破坏、地下能量亏空等问题, 在第三阶段中, 复杂岩性构造小油田注水开发工作利用具有小注采比、自然扩散、非常规不稳定等特点的周期注水技术, 达到全面提升水驱油面积、升级注水开发技术、预防油井进水程序不符合规程等要求。在最后阶段进行注水开发工作油井要根据实际情况控制并微调动液面与下泵深度、使流压保持在适宜的程度上、预防自然灾害性水淹, 防止油田采收率减少, 以保障注水开发的实际效果。
结语
复杂岩性构造小油田的注水开发工作需要考虑到开发方案、地理环境、实际效果、基础设施、工作人员个人能力等多方面内容, 只有综合上述情况, 才能为油田注水开发工作提供良好的基础。通过针对注水开发多方面数据进行分析与对比, 可清晰的发现注水开发具备消耗低、可靠性高操作简单、减缓含水上升率等优势存在, 为未来全国范围内的油田开发工作提供数据支持与实践基础。
参考文献
[1]刘祥, 靳莎莎, 徐志佳.浅析油田注水开发效果评价方法[J].化工管理, 2014, (08) :99.
[2]侯春华, 陈武, 赵小军, 余晓钟, 马晶.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) , 2014, (02) :1~6+56.
[3]刘育才.研究油田注水开发效果评价方法[J].科技创业家, 2013, (24) :195.
[4]刘俊.英旺油田注水开发效果评价及认识[J].辽宁化工, 2013, (10) :1212~1213+1216.
注水效果 篇7
杨19井区延9油藏内部隔夹层发育,整体边底水相对不发育且分布不均,中部底水不发育,边部有砂体连通部位边底水相对发育。
杨19井区于2008年10月投入试采,单井日产能力6.2t。2009～2010年该区继续滚动扩边建产,至2010年底,累计探明含油面积7.07km2,地质储量562.0×104t,自2009年10月开始试注,同年11月全面注水开发,目前共有采油井开井89口,井口日产液552t,日产油368t,综合含水33.3%,平均动液面1 082m;注水井22口,日注水平491m3。地质储量采油速度2.39%,采出程度3.60%,月注采比0.77,累计注采比0.47。
1 能量与水驱状况
1.1 压力状况
该区原始地层压力7.68MPa,2009年区块正常生产油井测压1口,2010年测压8口,平均压力由4.25MPa下降至3.02MPa,压力保持水平由54.5%下降至39.0%,可对比井1口,压力由4.25MPa下降至3.74MPa。
可对比井涧19-16在2008、2009、2010年连续监测地层压力,分别为8.05MPa、4.25MPa、3.74MPa。地层能量下降快。
1.2 水驱状况
杨19区注采井网已基本完善,水驱储量控制程度92.8%,水驱指数0.18。杨19井区已监测吸水剖面13口,平均射开厚度11.8m,平均吸水厚度6.1m,水驱储量动用程度56.8%,水驱储量动用程度较低。
2 2010年油藏东部注水效果分析
2.1 开发现状
目前共有油井开井27口,井口日产液219t,日产油179t,综合含水18.6%,平均动液面982m;注水井8口,日注水平215m3,单井日注27m3,月注采比0.82。
2.2 注水效果
杨19因油藏饱和压力低、原始气油比较低,边底水能量有限。因此,仅仅依靠自然能量开采,采收率低,产量递减快。根据已开发同类油藏的测算,采用自然能量开发,油藏的最终采收率不足10%。为了实现油田稳产、高产,提高油田最终采收率,追求最大的经济效益,必须对油藏补充能量进行开发。
依据同类型油藏开发经验,对该区采取注水开发方式,目前取得了良好的效果,自然递减率、综合递减率分别由2010年自然递减率、综合递减率为10.33%、9.15%;2011年2月2率为的-10.54%、-10.54%(8口可对比井下降-20.85%、-20.85%)。
杨19东部8个注采井组对应的27口油井中,25口油井注水见效,注水见效率92.6%,见效后日产液、日产油、动液面上升,含水平稳。统计结果见表1。
涧18-18井组自2009年1月至2009年7月日产液、日产油稳定,动液面下降,地层能量逐步下降,2009年7月至2009年9月,地层能量不足,产量开始大幅下降,2009年9月开始注水,至2009年11月开始出现明显的注水见效特征,日产液、日产油上升,动液面、含水保持平稳。
2.3 初期注采比、注水强度与油井见效周期分析
油藏东部注采井组8个,井网完善井组6个,统计注水井初期注水强度注采比与井组平均见效周期如表2所示。
由表2可以看出,油藏东部初期注采比小于0.78的井组(即使注水强度相对较大)见效周期为117d以上,初期注采比为0.82以上的井组见效周期≤78d,且见效后含水保持平稳。
2.4 注采调整效果分析
杨19东部8口注水井自投转注以来,为探索适合该区开发的注水政策,累计调配31井次,平均3.1次/(a·口),期间我们取得了许多成功的经验,并逐渐摸索出适合该区开发的合理技术政策。
2010年1～2月份,由于初期对注水井监测的吸水厚度较小,4口井平均3.25m。
谨慎起见,我们共对7口井(除涧21-19配注低,10m3)下调配注13井次,配注共下调52m3,区块注采比由0.76下调至0.48。结果如表3所示。
注水下调后第2个月开始对应油井产量下降,由2010年2月的161t/d下降至2010年4月的156t/d。调配7个井组对应的26口油井平均日产液下降0.25m3,日产油下降0.29t,动液面下降24m。结果如表4所示。
经过认真分析油藏注水特征,对该区逐步上调配注,2010年3月上调7井次,注水量由108m3上调至147m3,上调39m3。2010年5月份继续对4口注采比偏低的井上调配注33m3。经过这2次注采调整,区块注采比由0.48上升至0.72,目前油井见效后随产量上升逐步上调配注,注采比趋于合理,目前平均注采比为0.94,区块注采比0.82。调整后日产液量上升1.03m3,日产油量上升0.80t,动液面上升53m,含水稳定。
杨19区块东部注水区开井的27口中,平均日产液9.69m3,平均有效厚度为15.2m,平均采液强度为0.64m3/(m·d)。最大采液强度为1.10m3/(m·d),在此采液强度下,油井见效后含水平稳。
3 结论
杨19区块东部好的开发效果证明了我们所执行的技术政策的正确性,并能为我们开发西部区块提供理论上的依据。杨19区块西部除仅有5～6m厚的底水外,渗透率、电阻率等储层物性基本与油藏东部一致,可借鉴东部的注水开发模式。
目前杨19西部共有油井开井48口,井口日产液256t,日产油88t,综合含水34.4%,平均动液面1 157m;注水井14口,日注水276m3,单井日注20m3,月注采比0.93。平均单井日产液7.02m3,平均油层厚度16.9m,采液强度0.41m3/(d·m)。
(1)杨19区块东部注水开发已取得“提单产、降递减”的良好效果。
(2)该区初期注采比大于0.82时注水见效快,
注采比小于0.78时见效速度较慢。
(3)根据东部经验可将西部油井放大生产参数,将采液强度提高至0.64m3/(m·d),同时调整注水保证充足的能量供应。
参考文献
注水效果 篇8
1 高含水期油田开发面临的困难
在油田进入高含水期后, 注水的矛盾会更明显突出, 水驱动用储量不均匀、部分水井的注水压力过高而很难注入、油层出砂严重、部分油井因机械杂质堵塞而影响产能、分注级别较低。在注水开发和储层非均质的影响下, 在高渗透层会出现水淹级别高、采出程度高, 油层纵向吸水不均匀, 必须对高含水期油田的注水开发效果进行改善。在油田不断提高开采程度和强度的情况下, 天然能量不足, 部分油井的含水上升速度过快, 产量下降严重。对于一定厚度隔夹层的高含水油井可以通过低成本的机械堵水措施, 但是储层和井筒条件以及层内出水都会对该技术造成影响而不能大规模推广应用。在高含水后期油田采收率提高措施中, 多轮次调剖大面积效果会逐渐变差。因储层连通性较差以及注水水质的影响, 部分水井的注水压力高, 注水量下降, 无法满足地质配注要求。
2 注水工艺配套技术介绍及相关应用
在油田的注水工艺中, 需采取精细分层注水, 合理分配层段水量, 维持合理的注采比, 加密水井测试调配, 保证高注水井分注率和高分注合格率, 采取注水井增注工艺来实现细分注水。普遍采用单井或井组高压注水等措施来对注水及配套工艺进行改善, 提高油田采收率, 实现二次采油, 同时也可应用气动力深穿透解堵技术和酸化解堵技术。水力震荡解堵是在告诉水射流的脉冲波对地层的作用下实现解堵增注, 今年来也有一定程度的发展。注水井网节能增注调压技术对干线来水进行重新分配, 减少了高压能耗的同时平衡了注水井网压力, 提高了系统的效率。此外还有多脉冲加载压裂解堵增注技术的现场应用也取得了较高的效果, 还有水力深穿透射孔工艺、强磁增注、化学调剖解堵、堵水工艺、小型压裂技术和氟硼酸解堵技术等。以下对相关技术进行分析讨论。
2.1 多脉冲加载压裂技术
该技术在水井中的应用可实现降压增注, 能有效降低地层破裂压力和诱导裂缝走向, 特别是在深井、中深高温井特殊岩层的水力压裂和酸化压裂施工提供更好的地层环境, 由于其连续多脉冲, 地层的压裂作用能有效延长, 可以生成多条不受地层主应力约束的裂缝而形成较长的裂缝体系, 能产生高热量的多种复合药剂的选用可形成较强的热化学作用, 对地层渗透导流能力有很好的提高效果。该技术在处理薄层和跨距较大的层段时能获得较好的增产增注效果。近年来, 该技术的应用可以达到95%以上的成功率, 能获得很好的经济效益和社会效益。
2.2 化学调剖调驱
化学调剖可以对吸水剖面进行调整, 能有效改善高含水期油田注水开发效果, 加大调剖力度可促进深部液流朝深部调剖调驱实施的转向, 降低注水低效、无效循环, 加大差油层的动用程度, 缩小或稳定产量的递减和含水上升速度, 提高采收率。综合分析注水中存在的问题, 注入水沿裂缝和高渗层方向窜进, 形成平面各向和纵向各层油井受效不均。化学调剖使用小剂量时封堵半径较小, 后续注水可绕过封堵屏障, 大大缩短了措施有效期。还可采取区块整体调驱措施来控制层内高渗透带, 提高注水压力扩大波及体积, 可以动用相对较低的渗透带, 缓解层内吸水矛盾, 改善吸水剖面和增加一线油井产量, 有着明显的稳油控水效果。
2.3 压裂解堵技术
在许多低渗透油田, 在不压裂的情况下, 储层不出油或出油量小。随着压裂工艺技术的不断提高发展, 在各类低渗透油层的开发中发挥了很重要的作用。压裂工艺不只是对油层一次改造增产有效, 还可进行多次有效的重复压裂。对于部分酸化效果不明显的区块可进行小型压裂增注试验, 结合气动力深穿透解堵技术的开展, 在主药剂反应引发下产生大量高温、高压气体, 使岩石生成裂缝, 压裂解堵技术的应用很好的解决了不同井况堵塞、注不进和欠注的问题, 使得地质配注方案能有效执行。
2.4 堵水工艺
在具有隔层条件的高含水井中形成了采油堵水一次管柱、大通径堵水管柱、丢手堵水管柱、机械找堵水管柱等工艺以及相关的配套技术和工具。该工艺可对油井内强水淹高含水层实现机械封堵, 对高含水层的产液量进行控制, 提高了低含水层的产液量, 实现产液剖面的调整, 达到降水增油的目的。
2.5 地层配伍评价分析, 保证注水水质达标
对转注前区块敏感性加强评价分析, 强化油层保护及预处理技术的研究, 做好注入水质的配伍性检测工作, 保证注入水的质量以及与油层的配伍性。对于新投注区块, 首先需要进行配伍性评价试验, 在水质检测中应着重观察颗粒粒径中值和细菌含量。通过物理化学想结合方法进行杀菌来降低成本。对注水压力进行优化设计, 低渗透新区对注水官网的早起设计按超高压注水压力进行, 降低使用井口增注泵以及后期调改措施的工作量, 实现污水精细化处理, 保证注水水质符合要求。
2.6 超前注水, 强化注水技术
为尽快提高地层压力, 实现有效压力驱替系的建立, 在采取井区超前注水外还需要对注水手段进行强化。可以通过注采同步来强化注水, 也可在没有建立有效压力驱替的孔隙渗流驱采取温和注水。对于地层能量不能有效补充的地层可通过注水强度与注采比结合的方式来进行注水。
如果油藏均质性较好, 各层间、平面以及层内差异性较小的情况时可以进行笼统注水, 对于非均质多油层的油藏在开发后期, 含水量会逐步升高, 低渗油藏的开采效果也会越来越差, 可以通过分层注水来对层间矛盾进行调整, 提高开发效果。强化注水管理、细化注采工艺、完善注水工艺技术来减缓开发后期油田的产量递减和含水上升情况, 为油田的稳产作贡献。
参考文献
[1]江琴.雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价[J].石油地质与工程, 2013, 1