论文部分内容阅读
[摘 要]卫城油田为典型的低渗透复杂小段块油藏，经过多年的勘探开发，油井含水量不断上升，递减加快，目前已经进入高含水期，油田目前主要通过应用精细注水技术工艺来达到稳定产量的目的，文章通过调研及油井实际状况分析，研究了卫城低渗透油田注水的现状，同时提出了精细化的低渗透油田注水工艺技术，通过研究对于提高低渗透油田的注水质量，从而实现了油田的高效开发，促进油田的稳定发展具有重要的意义。
[关键词]精细注水技术 卫城油田 低渗透 高效开发
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）05-0366-01
一、勘探开发现状
卫城油田区域构造位于东浪凹陷中央隆起带北端，总体上是一个被断层复杂化的半背斜构造，油藏构造复杂，储层岩性多样，非均质性强，储层油气水关系复杂，油品类型复杂，含油井段长，是一个复杂断块油气藏，主要发育沙河街组八套油层，本区储层孔隙度平均为14% ，渗透率为（8～44）x10-3μm2，属中低渗透油藏，自1982年正式投入开发以来，油田开发中高压注水井占整个油田的一半以上，突出表现为注水压力上升、注水量下降和注水单耗增加，油井采出液中含水量在不断的增加，含水上升加快，综合含水已达90%左右，单井递减加大，注水单耗高，开发效果变差。
二、影响注水开发因素分析
目前油田主要采用水驱进行开采，这样不仅能达到较长时间的高产稳产，还可以大大提高油田的采收率。然而卫城油田经过30多年的勘探开发，目前已进入高含水开发阶段， 储层结构经过长期注入水的冲刷出现了一定变化，油井产量下降，水驱效果变差，这是由于在油水井之间形成了储层大孔道，导致注入水沿大孔道做低效循环，下面具体分析影响油田水驱效果的因素。
2.1 注水单耗增高
当前卫城油田部分区块注水单耗高，主要受以下三个方面的因素影响，一是离心注水泵型单一，泵和注水量的匹配效果差，注水泵的实际运行效率远低于泵的额定效率，导致离心泵站运行效率降低；另一个就是油田有的增压注水泵站配水阀组节流严重，增压配水效率低；再一个就是管网结垢严重，管损大，管网运行效率较低。
2.2 注水系统矛盾突出
一是由于无回水系统，井口无精细过滤装置，入层水质未达到相应标准，部分区块油藏注水压力逐年上升，吸水指数不断下降；另一个就是从历年吸水剖面笼统统计看，统计65口井吸水剖面，近三年吸水状况有变差趋势，平均单井吸水层数占45.5%，平均单井吸水厚度占48.9%，与以前相比，吸水层数下降4.5%，吸水厚度下降2.9%。
2.3 局部井网井况恶化程度上升
由于早期注水井套管设计强度低、高压注水井放压措施不当以及部分区块盐膏层蠕动等因素导致井况损坏严重，局部注采井网，适应性变差，统计卫城低渗油藏某区块一定数量的油水井发现，事故井数有明显上升趋势累，事故井损坏速度大于事故井修复速度，这些都导致了水驱效果变差。
因此为了改善注水效果达到“稳油控水”目的，必须采用精细化注水技术，提高注入水利用率和驱油效率。
三、细化注水工艺的措施
低渗透油藏原油的开采难度大，在注水工艺方面，，更需要进一步的提高注水质量和效率，近几年来油田强化注水工艺研究，主要采取了以下几个方面的措施：
3.1 降低注水单耗，提高泵站运行效率
（1）降低离心注水泵用电单耗
为了解决卫城油田部分离心注水站实际注水量与泵的额定排量不匹配的矛盾，更换成1台高效匹配的离心注水泵，更换离心注水泵，使离心注水泵額定排量与实际注水量接近，注水泵在高效区工作，以提高注水泵效率，另外就是通过降低泵管压差，离心注水泵出口压力P2与分水器压力P3差值尽量减少，以达到降低离心注水泵用电单耗的目的。
（2）降低增压泵站注水单耗
增注泵用电单耗与注水压力、泵进口压力、泵管压差、电机效率及泵效五个参数有关。由于增注泵电机均采用节能性的高效电机，电机效率随负载率（β>45%）变化很小，而注水泵泵效受工况影响也很小，注水井压力是由地质特点决定的，因此泵管压差△H（H5-H6）是改变增注泵用电单耗的决定因素。
3.2 强化精细注水管理，提高注水利用率
（1）建立水井预警机制，确保注好水。
为了保证水井工作的及时快捷，通过在该区建立水井预警机制，针对每口井可能出现的各种变化情况，从动态调水和生产管理上实行提前预警。
（2）通过过程控制，确保注水质量。
一是由于目前精细注水工作量加大，导致原有的洗井制度已经不能满足眼下的井筒需要，因此通过对注水量、口袋的大小、杂质含量等影响井筒的参数认真研究，计算出沉积速率，重点针对小口袋井给出指导性的洗井周期—公式：洗井周期=（h*π*d2*ρ）/（4*R*Z）（R—日注水水量，m3；h—口袋长度，m；d—套管直径，mm；ρ—杂质的比重；Z—杂质含量，μg/L）在洗井的过程中使用洗井记录卡，根据单井的状况明确每一次洗井要求，落实责任，提高质量，真正达到洗井目的；二是强化对一次完井合格率的考核，将完井时的每个环节、每个井口部位以井口交接单的形式承包到人，明确责任，实行水井井口作业周期与计量站考核挂钩，确保施工质量，提高注水时率，彻底改变以往刚注上水井口就出现渗漏的状况。
（3）强化带封井的管理，确保注水到层
为延长带封隔器水井的寿命，实行流程化管理，对于影响封隔器寿命的每一个环节承包到人，考核到人。同时对于对应的技术防范措施，实行定期和不定期检查，严格考核制度，实现了封隔器使用寿命在400天以上的目标。
3.3 加强油层高压注水技术应用
地层渗透率决定注水压力，为改善油田吸水剖面，通过对地层进行综合研究，确保高压注水效果的稳定持久性。根据卫城油田高压注水趋势，长期高压注水后，注水压力逐步升高，注水量不断下降，如果进一步增压注水，要受到地面设备、井筒管柱工艺流程等方面影响，需要改造工艺流程，提高管线承压能力，加大投资力度。为此，要巩固高压注水效果，必须降低注水压力，增加注水量，改善油田吸水剖面。
结合卫城油田特点，开发应用油水井对应重复压裂技术、多元复合酸酸化技术、高分子聚合物缩膨剂为主的降压技术，将多种增注措施手段结合，可以有效降低增注泵运行负荷和系统注水单耗，进而降低注水井启动压力，提高注水井注水量，增加吸水厚度；由于射孔对油层均会产生不同程度的伤害，使注水井注水压力高，注水困难，因此针对卫城油田特点，采用大孔径、深穿透、高孔密射孔方式，降低注水压力；采用负压射孔技术，可以及时清洗射孔通道，减少油层伤害，降低注水阻力；由于油藏中富含裂缝，高压注水过程中要研究高压注水裂缝延伸方向、区块地应力分布和裂缝走向等因素，避免注入水沿裂缝突进，油井过早水淹。通过应用常规复合堵剂大剂量深部调剖工艺、近解远调技术、预交联颗粒深部调剖、多段塞复合调剖等控制单舌突进，提高注水井启动压力和注水压力，达到剖面改善，井组稳产的目的。
四、结束语
针对卫城低渗透油田开发以来水驱效果变差，油井含水率上升的情况，本文通过分析油田水驱开发效果变差的原因，提出了改善注水开发的思路和对策，通过创新精细注水工艺，降低注水单耗，节约生产成本投入，提高注水利用率，较好的解决了油井高含水，注水效益差的矛盾，为实现油田连续稳产提供了保障。
参考文献
[1] 巨全义，马宁强.低渗透油田注水水质标准及处理技术[J].低渗透油气田，2009，12（07）：134-135.
[2] 孙殿国.低渗透油田注水系统节能效果分析[J].石油规划设计，2010，13（06）：113-114.
[3] 车卓吾.复杂断块油田勘探开发中新技术的应用[M].石油工业出版社，2004.
[关键词]精细注水技术 卫城油田 低渗透 高效开发
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）05-0366-01
一、勘探开发现状
卫城油田区域构造位于东浪凹陷中央隆起带北端，总体上是一个被断层复杂化的半背斜构造，油藏构造复杂，储层岩性多样，非均质性强，储层油气水关系复杂，油品类型复杂，含油井段长，是一个复杂断块油气藏，主要发育沙河街组八套油层，本区储层孔隙度平均为14% ，渗透率为（8～44）x10-3μm2，属中低渗透油藏，自1982年正式投入开发以来，油田开发中高压注水井占整个油田的一半以上，突出表现为注水压力上升、注水量下降和注水单耗增加，油井采出液中含水量在不断的增加，含水上升加快，综合含水已达90%左右，单井递减加大，注水单耗高，开发效果变差。
二、影响注水开发因素分析
目前油田主要采用水驱进行开采，这样不仅能达到较长时间的高产稳产，还可以大大提高油田的采收率。然而卫城油田经过30多年的勘探开发，目前已进入高含水开发阶段， 储层结构经过长期注入水的冲刷出现了一定变化，油井产量下降，水驱效果变差，这是由于在油水井之间形成了储层大孔道，导致注入水沿大孔道做低效循环，下面具体分析影响油田水驱效果的因素。
2.1 注水单耗增高
当前卫城油田部分区块注水单耗高，主要受以下三个方面的因素影响，一是离心注水泵型单一，泵和注水量的匹配效果差，注水泵的实际运行效率远低于泵的额定效率，导致离心泵站运行效率降低；另一个就是油田有的增压注水泵站配水阀组节流严重，增压配水效率低；再一个就是管网结垢严重，管损大，管网运行效率较低。
2.2 注水系统矛盾突出
一是由于无回水系统，井口无精细过滤装置，入层水质未达到相应标准，部分区块油藏注水压力逐年上升，吸水指数不断下降；另一个就是从历年吸水剖面笼统统计看，统计65口井吸水剖面，近三年吸水状况有变差趋势，平均单井吸水层数占45.5%，平均单井吸水厚度占48.9%，与以前相比，吸水层数下降4.5%，吸水厚度下降2.9%。
2.3 局部井网井况恶化程度上升
由于早期注水井套管设计强度低、高压注水井放压措施不当以及部分区块盐膏层蠕动等因素导致井况损坏严重，局部注采井网，适应性变差，统计卫城低渗油藏某区块一定数量的油水井发现，事故井数有明显上升趋势累，事故井损坏速度大于事故井修复速度，这些都导致了水驱效果变差。
因此为了改善注水效果达到“稳油控水”目的，必须采用精细化注水技术，提高注入水利用率和驱油效率。
三、细化注水工艺的措施
低渗透油藏原油的开采难度大，在注水工艺方面，，更需要进一步的提高注水质量和效率，近几年来油田强化注水工艺研究，主要采取了以下几个方面的措施：
3.1 降低注水单耗，提高泵站运行效率
（1）降低离心注水泵用电单耗
为了解决卫城油田部分离心注水站实际注水量与泵的额定排量不匹配的矛盾，更换成1台高效匹配的离心注水泵，更换离心注水泵，使离心注水泵額定排量与实际注水量接近，注水泵在高效区工作，以提高注水泵效率，另外就是通过降低泵管压差，离心注水泵出口压力P2与分水器压力P3差值尽量减少，以达到降低离心注水泵用电单耗的目的。
（2）降低增压泵站注水单耗
增注泵用电单耗与注水压力、泵进口压力、泵管压差、电机效率及泵效五个参数有关。由于增注泵电机均采用节能性的高效电机，电机效率随负载率（β>45%）变化很小，而注水泵泵效受工况影响也很小，注水井压力是由地质特点决定的，因此泵管压差△H（H5-H6）是改变增注泵用电单耗的决定因素。
3.2 强化精细注水管理，提高注水利用率
（1）建立水井预警机制，确保注好水。
为了保证水井工作的及时快捷，通过在该区建立水井预警机制，针对每口井可能出现的各种变化情况，从动态调水和生产管理上实行提前预警。
（2）通过过程控制，确保注水质量。
一是由于目前精细注水工作量加大，导致原有的洗井制度已经不能满足眼下的井筒需要，因此通过对注水量、口袋的大小、杂质含量等影响井筒的参数认真研究，计算出沉积速率，重点针对小口袋井给出指导性的洗井周期—公式：洗井周期=（h*π*d2*ρ）/（4*R*Z）（R—日注水水量，m3；h—口袋长度，m；d—套管直径，mm；ρ—杂质的比重；Z—杂质含量，μg/L）在洗井的过程中使用洗井记录卡，根据单井的状况明确每一次洗井要求，落实责任，提高质量，真正达到洗井目的；二是强化对一次完井合格率的考核，将完井时的每个环节、每个井口部位以井口交接单的形式承包到人，明确责任，实行水井井口作业周期与计量站考核挂钩，确保施工质量，提高注水时率，彻底改变以往刚注上水井口就出现渗漏的状况。
（3）强化带封井的管理，确保注水到层
为延长带封隔器水井的寿命，实行流程化管理，对于影响封隔器寿命的每一个环节承包到人，考核到人。同时对于对应的技术防范措施，实行定期和不定期检查，严格考核制度，实现了封隔器使用寿命在400天以上的目标。
3.3 加强油层高压注水技术应用
地层渗透率决定注水压力，为改善油田吸水剖面，通过对地层进行综合研究，确保高压注水效果的稳定持久性。根据卫城油田高压注水趋势，长期高压注水后，注水压力逐步升高，注水量不断下降，如果进一步增压注水，要受到地面设备、井筒管柱工艺流程等方面影响，需要改造工艺流程，提高管线承压能力，加大投资力度。为此，要巩固高压注水效果，必须降低注水压力，增加注水量，改善油田吸水剖面。
结合卫城油田特点，开发应用油水井对应重复压裂技术、多元复合酸酸化技术、高分子聚合物缩膨剂为主的降压技术，将多种增注措施手段结合，可以有效降低增注泵运行负荷和系统注水单耗，进而降低注水井启动压力，提高注水井注水量，增加吸水厚度；由于射孔对油层均会产生不同程度的伤害，使注水井注水压力高，注水困难，因此针对卫城油田特点，采用大孔径、深穿透、高孔密射孔方式，降低注水压力；采用负压射孔技术，可以及时清洗射孔通道，减少油层伤害，降低注水阻力；由于油藏中富含裂缝，高压注水过程中要研究高压注水裂缝延伸方向、区块地应力分布和裂缝走向等因素，避免注入水沿裂缝突进，油井过早水淹。通过应用常规复合堵剂大剂量深部调剖工艺、近解远调技术、预交联颗粒深部调剖、多段塞复合调剖等控制单舌突进，提高注水井启动压力和注水压力，达到剖面改善，井组稳产的目的。
四、结束语
针对卫城低渗透油田开发以来水驱效果变差，油井含水率上升的情况，本文通过分析油田水驱开发效果变差的原因，提出了改善注水开发的思路和对策，通过创新精细注水工艺，降低注水单耗，节约生产成本投入，提高注水利用率，较好的解决了油井高含水，注水效益差的矛盾，为实现油田连续稳产提供了保障。
参考文献
[1] 巨全义，马宁强.低渗透油田注水水质标准及处理技术[J].低渗透油气田，2009，12（07）：134-135.
[2] 孙殿国.低渗透油田注水系统节能效果分析[J].石油规划设计，2010，13（06）：113-114.
[3] 车卓吾.复杂断块油田勘探开发中新技术的应用[M].石油工业出版社，2004.