水井增注工艺技术.doc

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1、水井增注工艺技术目录第一章 裂缝扩展注水技术第二章 压裂増注技术 第三章 微生物水井降压増注技术第四章 水质精细控制技术第五章 活性剂增注工艺第六章 分子膜增注工艺第七章 酸化増注技术我国的大部分低渗透油田仍以注水开发为主。由于低渗透油田的渗透率低、孔隙度小等特性，低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中粘土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，以及水质的原因，地层极易堵塞，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，同时长期高压注

2、水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。为了提高水驱效率，必须增强注水。目前增注工艺上主要采取酸化、补孔、分层注水等常规措施方法。但酸化有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。低渗储层岩石中的粘土矿物含量通常大于10%，膨胀性及微粒迁移性粘土矿物会直接影响储层质量，给注水开发造成极大危害。早在60年代，美国等国家对油层伤害问题就进行了大量的研究工作，由此也带动了水质方面的研究工作。进入70年代后，随着科学技术的不断发展和研究工作的深化，对油层伤害的机理和水质在注水开发中的重要性认识愈加深刻。一种理想的注入水应具有

3、来源广、与地层中流体相互配伍、不与地层岩石反应，对注水系统腐蚀率小、不堵塞油层且驱油效率高。但大量实验室试验和矿场实践证实除泥浆、各种不同作用的作业液对地层造成伤害外，注入水水质亦与地层伤害关系密切。注入水水质差不仅达不到注水保持地层能量、提高采收率的目的，反而会影响油田的正常开采，造成地层损伤，导致油、水井频繁作业。渗透率伤害的机理是粘土膨胀堵塞孔喉和微粒堆积堵塞孔喉。油层伤害是造成注水能力下降的一个主要因素，对油田开发是相当不利。在油田开发中，油层伤害是一个普遍面临的问题，造成油层伤害的因素是极其复杂的，主要有微粒因素、流体因素、油藏岩石因素、毛管力因素、微生物因素、化学反应因素。目前大部

4、分低渗透油田仍以注水开发为主。主要矛盾是注水井能量扩散不出去，注水压力不断上升，吸水能力不断下降，采油井见效差，生产能力急剧降低。在注水过程中，外来流体与油气层的岩石和流体接触，并发生各种物理、化学变化，造成地层损害。注水过程造成的油层伤害具有以下特点：贯穿注水过程始终,具有长期性；注水造成的伤害具有复杂性和综合性；表现为伤害部位多、面积大，低渗透储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，容易被污染堵塞。一、吸水下降机理引起注水井吸水能力下降的原因可综合为以下几个方面：（1）注入水中机械杂质影响在注水开采过程中，如果注入水水质不符合要求，固相悬浮物随之侵入地层，在孔隙喉道处形成堵塞，造成地层伤

5、害。杂质含量越高，颗粒直径越大，对地层的伤害越严重。固相颗粒堵塞伤害的根源受外界因素的影响;而固相颗粒侵入后使油层渗透率下降的幅度与岩石的孔隙结构有关。注水过程中，大于孔喉直径1/2的颗粒多在射孔炮眼渗滤面处堵塞，形成较易处理的外滤饼；等于孔径1/3l/10的固相颗粒可进入近井地带(半径小于10cm)形成内滤饼；小于孔径1/10的颗粒可随注入水流动，不致严重堵塞近井地带，但对深部地层的渗透性有影响。（2）注入水与设备和管线的腐蚀产物（如氢氧化铁及硫化亚铁等）造成堵塞；注入水中所带的细小泥沙等杂质堵塞地层。（3）细菌堵塞：注入水中所带的细小微生物（如硫酸盐还原菌、铁菌等），除了它们自身有堵塞作用

6、外，它们的代谢产物也会造成堵塞；当过滤器和地层被腐生菌产生的荚膜黏液堵塞时，用酸化及一般解堵方法不能解堵，黏液附在设备内壁会形成浓差电池，形成有利于硫酸盐还原菌及铁细菌生长的局部厌氧环境,导致点蚀。细菌主要通过以下方式损害油气层：菌络堵塞。细菌进入储层后，只要有适宜的条件，它们就繁殖很快，并常以菌络存在，这些菌络体积较大，可堵塞孔道，降低储层渗流能力。粘液堵塞。腐生菌和铁细菌都能产生粘液，这些粘液的产生不仅易于堵塞油层，而且还为硫酸盐还原菌的生长提供局部的厌氧区，使之得以繁殖。由粘液形成的堵塞很难处理。其它损害。细菌活动产生的CO2、H2S、S2-等，可引起FeS、碳酸钙等无机沉淀的生成，由铁

7、细菌氧化形成的氢氧化铁沉淀也可堵塞渗流通道。细菌的繁殖与损害将随着地层水矿化度、地层流体温度和含油饱和度的降低而增强。（4）注入水中含油影响对低渗透油藏，即使按照目前标准，注入水中含油量等严重超标，影响低渗透油藏注水效果。含油污水的油-水体系的性质决定了油在水中的分散状态和粒径大小。油-水-岩石体系中，油的聚合、累积、吸附等将给油层渗透性等带来许多不利影响。注入水中的油及其乳化物表现为液锁、乳滴吸附喉道表面，堵塞或减小喉道。（5）注水过程中储层粘土矿物敏感性堵塞地层粘土膨胀是粘土吸附水而膨胀,尤其是在滤液的含盐度低于地层水的含盐度、粘土中的蒙脱石和混层粘土含量高的情况下,粘土膨胀相当严重。当储

8、层的粘土含量越高,渗透性越差,滤液的矿化度越低,酸碱性越强，粘土膨胀越厉害。油藏中的粘土按成分分为四类：高岭石、蒙脱石、伊利石和绿泥石。不同的粘土对地层造成的伤害机理不同。高岭石具有微小膨胀性能，这类粘土可以释放到流体中，若孔隙表面不重新吸附，会产生运移，因而产生的是“运移型”地层伤害；当进入油层的流体的化学成分和矿化度与其不配伍时，岩石中的膨胀型粘土便能在其外表面或单元型和含量有关。根据研究，蒙脱石是膨胀型粘土，遇到淡水后能够膨胀到原来体积的几倍，膨胀的程度随蒙脱石组矿物含量的增加而增大。膨胀的结果导致孔隙度降低，渗透率下降；伊利石能够形成多种晶体结构，有时以不规则的纤维状结构在孔隙中生长；

9、绿泥石是强酸敏的，酸处理后同铁的化合物作用形成沉淀。同时，砂岩油藏还存在其它微粒：如石英、长石、云母、方解石、白云石、菱铁矿、氯化物和重晶石等。这些微粒同粘土微粒一样，也会在孔隙表面沉积，在孔喉处发生“桥塞”或“卡堵”。粘土膨胀的大小与水的性质有关，通常淡水比盐水使粘土膨胀的大，由于地层水含盐量高，因而一般注地层水比注地面水引起的粘土膨胀要小。此外，粘土中最小颗粒含量愈多，则膨胀性愈大。不同种类的蒙脱石粘土膨胀能力也不同，钠蒙脱石具有最强的膨胀性，可膨胀到原来体积的10倍。而钙蒙脱石只具有中等膨胀能力。这些粘土因水化膨胀减小油层孔隙通道而造成油层渗透率伤害。（6）微粒运移微粒运移是由化学反应(

10、生物沉降作用)和物理反应原因引起的,其中最重要因素是流体流速。微粒运移在各种作业环节都可能发生而且在各种伤害的可能原因中是最主要的一种。微粒因素：内部微粒：油层内部粘土的膨胀、运移和再沉积是油层伤害的主要因素之一。沉积中的粘土有两个来源：碎屑粘土和自生粘土。所有类型的粘土都具有吸水特性，有的甚至会与水发生水合作用，产生膨胀。外部微粒：在油田开发中，注入流体也可能含有各种微粒杂质。外部固体微粒的入侵、在孔隙内运移、孔隙表面沉积或孔喉处卡堵，也会在注入井附近产生严重堵塞。它是比较普遍和相当严重的地层伤害，几乎所有生产油、气的储层都含有一些细小矿物(粘土和粉砂)颗粒，它们是可运移的微粒的潜在物源，微

11、粒运移伤害是由包括粘土颗粒、非晶质硅、石英、长石、云母和碳酸盐岩石颗粒等多种微粒运移造成的。微粒运移是一种运移、转移现象，主要取决于水动力的大小，流速过大和压力波动过大都会促使微粒运移。微粒要么胶结在骨架颗粒上，要么松散地附着在孔壁上。如果流体的粘滞力和界面力能使微粒脱落运移，那么发生运移的微粒是松散附着的微粒，而不是与基岩胶结良好的微粒。但是如果流体产生的水动力很大，超过了微粒间或微粒与基岩间的胶结强度，那么与基岩胶结良好的微粒变得松散易动，它们将随流体运动而运移至孔喉处，要么单个颗粒堵塞孔隙，要么几个颗粒同时通过孔喉时桥架在孔喉处形成桥堵，并拦截后来的颗粒造成堵塞性伤害。注水井注入压力的高

12、低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，同时长期高压注水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。为了提高水驱效率，必须增强注水，目前增注工艺上主要采酸化、补孔、分层注水等常规措施方法，但有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。二、增注必要性 注水开发是最经济的提高采收率的技术手段，在国内外进行了广泛应用。注够水、注好水是油田稳产的基础。相对于中高渗油藏来说，低渗油藏的难点是注水困难，存在注水启动压力高，渗流阻力大；储层敏感性强，注水井能量扩散慢，注水压力不断上升；吸水能力低，且吸水能力不断

13、下降等问题；从而导致低渗油气藏的注水开发效果不佳，地层能量得不到有效的补充，油井产量下降快，油层动用状况差。在低渗油藏的水驱过程中，一般都要出现注入能力降低现象。注水过程许多因素影响注入速率和注入压力，如注入指数、岩石和流体的特性、井的几何特性、运移比等。但是操作效率和地层伤害是主要影响因素。操作效率取决于如下几个因素：能量供给、井口/海上平台条件、设备设计、泵效率及操作人员的熟练程度。地层伤害是由于地层细颗粒的运移、盐的沉淀、水中固相或油相堵塞孔喉造成的。这些颗粒全部保留在油藏岩石的孔隙中，并形成泥饼，使渗透率降低，注水能力下降。解决注水能力下降的通常技术方案是处理水质或进行井下作业，但是这

14、些操作成本都是十分昂贵的。一个低成本的解决方案是提高注水压力，允许注入效率有一定程度的降低，这样可以避免注入量的降低，这样通常导致注水时产生裂缝，并扩展。近年来，利用这一原理，形成了裂缝扩展注水技术。目前低渗透油藏主要采取注水开发，但由于低渗透油藏特殊的孔隙结构以及注水伤害等原因，导致注水困难，波及系数降低，采收率减小。目前增强注水主要有物理方法与化学方法，主要包括常规压裂增注、振荡、酸化等增注技术，但均存在有效期短、费用较高、二次伤害等问题，新创新的工艺有裂缝扩展注水技术、活性剂增注工艺，分子膜增注工艺、水质处理精细注水工艺。为此，针对注水井的增注学习的主要技术有：裂缝扩展注水技术，酸化增注

15、工艺，压裂增注工艺，活性剂增注工艺，分子膜增注工艺，水质处理精细注水工艺；配套技术还有注水评价技术。第一章 裂缝扩展注水技术一、概念裂缝扩展注水技术是运用常规的水力压裂原理，在低渗透油藏注水井中实施的一种提高注水量的技术措施。低渗透油藏中，由于储层的渗透率较低、渗流阻力大、以及常规注入水水质的影响，使地层吸水能力差。在这种情况下，保持注水量不变，提高地面注水压力，当井底压力达到地层破裂压力时，就会在沿垂直于最小主应力方向产生裂缝。缝表面未受污染，吸水能力增强，此时若仍保持注水量不变，地面注水压力瞬间会自然下降到某一值。继续注水，由于水质、出砂等原因污染新裂缝表面，注水压力逐渐上升，当达到地层破

16、裂压力时，在裂缝尖端，又会沿原裂缝方向产生新的裂缝，新缝表面渗透率增加，注水压力瞬间降低。以此类推，裂缝扩展呈现不规则的周期变化，缝长逐渐增加，直至合理的范围。二、机理研究裂缝扩展注水的机理，形成裂缝扩展注水的力学模型，建立裂缝扩展周期、滤失系数以及裂缝扩展缝长增量的计算方法；其次，采用双向通信方法，把裂缝生长模拟与油藏模拟进行整合，形成裂缝扩展注水动态模拟软件，并进行裂缝扩展注水开发影响因素的规律性分析。初步研究表明：裂缝扩展注水技术对采收率的影响是显著的。要使裂缝扩展注水技术发挥最佳的经济效益，必须对这一技术的适应性进行研究，包括该技术适应的油藏类型、井型、井别、注水井与生产井的空间分布（

17、井网类型）、裂缝起裂时间、裂缝扩展的速度和方向等施工参数优化及经济评价。为提高低渗油藏的注入量，通常要提高注水压力。但是传统的技术方案是将注水压力控制在破裂压力以下，避免储层压裂。近年来一些油田也在尝试注水井压裂提高注水效果的技术措施，但是，研究表明，压裂后注水能力迅猛升高，会降低原油的采出程度。且注水井压裂，缝长比不宜过大。随着注入时间的增加，注入量也不可避免地降低。新的注水技术路线：恒定注入能力，将注水压力逐步提高到破裂压力，压裂地层，随后裂缝逐步扩展，直到缝长与井距比达到0.25。这样采用合理的井网既可以提高注入效率，又可以提高驱替效率。三、裂缝扩展影响因素裂缝扩展注水技术涉及诸多影响因

18、素，同时对开发指标如采收率、波及系数等有重大影响。若采用此技术开发低渗油藏，必须结合油藏的实际情况，优化工艺参数，才能取得最佳的开发效果。波及系数是指水驱油田水波及到的区域与油藏总区域的比值,可以分为体积波及系数(EV)和面积波及系数(EP)。影响波及系数的因素很多,如油藏非均质性、井网、油水粘度比、重力、毛管力、注水速度等因素。一般计算波及系数的方法很难将这些因素都考虑到，但是数值模拟就可以比较容易地考虑这些因素：（1）对于低渗透油田，裂缝扩展注水技术对采收率的影响显著；对采收率的影响规律：0裂缝的采出程度略低于理想状态下的采出程度，而45和90裂缝采出程度与理想注水采出程度一致；且裂缝扩展

19、注水的采出程度远高于无压裂常规注水的采出程度。0裂缝时波及系数最大，45裂缝时次之，90裂缝时更小，理想状态无裂缝时波及系数最小。（2）注入量对裂缝扩展开发效果有影响：对本研究所用区块情况，注入量为60方/天时，0裂缝和无裂缝理想状态下采出程度基本一致，注入量80方/天时，有裂缝与无裂缝状态相比，采出程度有所降低；注入量100方/天时，采出程度降低幅度有所增大。（3）水质对裂缝扩展注水的影响规律：无论水质好坏，90和45裂缝扩展对采出程度影响很小；0裂缝时，水质好，采出程度高，但影响幅度不大。水质对波及效率的影响很小。（4）井距对裂缝扩展注水的影响规律是：随着井距的增加，任意角度裂缝的采出程度

20、都下降。（5）井网类型对裂缝扩展注水的影响规律是：裂缝扩展注水与不压裂理想注水的规律一致，即反九点法的采出程度略有降低，其它井网相同。（6）注水时机的影响规律是：越早注水，采出程度越高。但最终采收率相差不大。不论何种情况，与考虑注入量下降情况相比，裂缝扩展注水技术能够大幅度提高采出程度。第二章 压裂增注工艺分层压裂技术：在一口井上存在多个压裂目的层时，如果不采用分层压裂技术，往往只能压开一个目的层，从而使油井达不到预期的产能。分层压裂技术可分为两类：第一类是机械封堵逐层压裂的分层压裂技术，这类分层压裂技术主要有封隔器机械分卡压裂方法、暂堵剂多裂缝压裂方法等。第二类是分流分层压裂技术，它是利用压

21、裂液通过已压开层射孔炮眼时的力学特性，迫使压裂液分流并提高井底压力，使破裂压力不同的各目的层都相继被压开，最后一次加砂同时支撑所有裂缝，完成全井压裂。这类分层压裂技术的代表是限流法压裂技术。双封隔器分层压裂 水力化学压裂技术：该压裂技术的机理是充分利用已压开的裂缝，通过物理化学作用有效的处理基岩，提高渗透率。该项技术的施工工序一般为：注入带表面活性剂的盐酸溶液、注入带原油和砂子的石灰粉碱性溶液、注入组分同前但不加砂的顶替液，再注入盐酸溶液，最后注入5%浓度的碱性顶替液。水力化学压裂的特点是井的产量稳定，因为在压裂过程中在近井底地带聚集了弹性和气体能量，并且建过压开的裂缝使基岩投入了有效的开采。

22、试验表明，注入的化学溶液和砂子量越多，水力化学压裂的效果越好。该压裂技术可增产23倍。水平井压裂技术：以前油田开发一般采用垂直井，钻开油藏的部位仅限于油藏厚度的范畴；而从油藏的平面看，一口垂直井只不过是一个“井点”，注采进程只在各井之间进行，注采井底流动压力显然较大，注采量受到了限制，而且在注采过程中出现了各种各样的“绕流”和“死角”,从而形成了各种难以动用的死油区，严重影响了波及范围和可采储量的利用程度。水平井技术的出现使“井网”有了现实意义，水平井段相当于井网的联络，改变了以前垂直井和油藏的“点”接触，而变成了水平井与油藏的“线”接触，使开采效益有了很大的提高，特别是对于多垂向裂缝系统的油

23、藏、低渗透率油藏、薄层油藏、多层油藏、气顶低水油藏、稠油油藏等。多缝加砂支撑压裂技术：该方法是利用一次压裂作业造成36条高导流能力的填砂裂缝来提高储层的产液能力。基本的原理使用爆炸脉冲压裂能在井筒周围地层产生多条放射状短裂缝的特性，首先在近井带造成短缝后，改造其地应力场，然后利用暂堵性压裂液依次压开并延伸原爆炸短缝后再填砂支撑。它是常规水力压裂和爆炸压裂的有机结合，克服了常规水力压裂受地应力控制，水力压裂裂缝具有的“单一性”问题，以及爆炸裂缝短，且不能支撑，导流能力低的弱点，保留发扬了水力压裂作用距离远，导流能力高和爆炸压裂不受地应力控制可形成多条放射状短缝的优点，实现了储层压裂的多缝支撑，达

24、到全方位改造储层的工艺目标。低压油井的泡沫压裂技术：该压裂技术与常规水力压裂原理相同，但改造效果不大一样。低压油井压裂施工能否成功取决于所用的压裂液，它需要对地层损害小、静水压头低，漏失比小，携砂能力好及返排快等性能。在处理低渗透、低压、水敏油层式，使用泡沫压裂夜尤为合适。泡沫压裂液以酸、水、水-酒精或烃类为外相，用表面活性剂作发泡剂，其浓度在1%以下。用一种可增能的气体，一般用CO2或N2作为泡沫内相，气体起驱动作用，促使压裂液返排到井中。泡沫要求具有很好的稳定性。国外已研制出延缓交联剂（靠时间和温度激发）可在地面产生线型凝胶泡沫，而在井底使之具有泡沫交联凝胶的性质（通常称为交联泡沫）。交联

25、泡沫的滤失量比普通泡沫少50%。泡沫压裂液由于液相交联，泡沫稳定性提高，粘度提高。该压裂液的增产量为常规压裂的4倍多。低渗油层的优化压裂技术：美国L.K.Britt等人通过对低渗透油藏油井压裂效果进行分析研究认为，110md的低渗油层的最佳水力压裂裂缝形态是具有高导流能力的短裂缝。用二维三相模型模拟研究了压裂对五点井网注水采油的影响。模拟结果表明，当考虑的不利定向裂缝长度超过井距的25%时，采收率会降低。应用西得克萨斯州地层的物性模拟研究了压裂对二次采油的影响。模拟结果表明，对注采井进行压裂产生高导流能力的短裂缝，使五点法注水开发效果最佳，即最佳裂缝为导流能力高的短裂缝。这一模拟结果已由西得克

26、萨斯州North Cowden和Anton Irih两开发区的油田实例所证实。改变应力的压裂技术：基于美国L.R.Warpinski等人在科罗拉多州的多井试验场研究了改变应力的压裂。所谓改变应力的压裂是：对某井的地层进行水力压裂时因受邻井原有压开缝产生的应力扰动的影响，使该井的新压开缝重新取向，也即当新压开缝延伸进入已发生应力扰动的区块后而产生重新取向。这种压裂极适用于天然裂缝性低渗透镜范围小的区块，因这种压裂的裂缝与天然裂缝不平行，可交汇更多的天然裂缝，故而造短的裂缝能够使井有更大的产率。当然为实施改变应力的压裂必须克服若干困难，如井距问题，可采用斜井、水平井等来弥补。该工艺技术还有待发展。

27、整体优化压裂技术：总体目标是使整个油气获得最佳的开发效果，是把整个油气藏作为一个研究单元，并对油气藏的各参数进行覆盖研究。在此基础上，考虑在既定井网条件下不同的裂缝长度和导流能力场的产量和扫油效率等动态指标的变化，从中优选出最佳的裂缝尺寸和导流能力，并进行现场实施与评估研究，以不断完善整体优化压裂方案。研究的手段包括：实验室试验、裂缝模拟、油气藏数值模拟、试井分析、现场测试、质量控制和现场实施与监测等，勘探开发研究院廊坊分院进一步提高了整体优化压裂方案对单井压裂设计的针对性和指导性。不同井网分布的影响同井同层重复压裂技术：目前国内外主要在以下三个方面取得了重要进展，选井选层技术：综合应用数据库

28、、专家经验、人工神经网络技术和模糊逻辑等技术，开发了重复压裂选井选层的模型。重复压裂前储层地应力场变化的预测技术。国外已研制成模型，可预测在多井(包括油井和水井)和变产量条件下的就地应力场的变化，研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距离、整个油气田投入开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大，则越容易发生就地应力方位的变化：而最佳的重复压裂时机，即是就地应力方向发生变化的时机，且变化越大，时机越好。改变相渗特性的压裂液技术：通过加一种改变润湿和吸附特性的化学药剂

29、，达到增加产油量和减少含水的目的。已有该压裂液成功应用的报道。这对中高含水期的重复压裂而言，尤具吸引力。深井、超深井压裂技术：该技术主要在塔里木及华北等油田中应用。经过多年的发展，已在井深超过6000m的地层中获得成功应用。主要的技术要点有：耐高温并具有延迟交联作用的压裂液体系研制中密高强度陶粒支撑剂评价与优选技术岩石的弹塑性研究与模拟；支撑剂段塞技术低伤害压裂技术：低伤害压裂技术是近些年随低伤害或无伤害压裂材料的发展而建立起来的一种新型压裂工艺设计技术。在内涵上已不仅限于压裂过程中的储层伤害和裂缝伤害，还包括在设计、实施及压后管理过程中，只要未能真正获得与油气藏匹配的优化支撑缝长和导流能力，

30、就认为已造成了某种程度的伤害。因此，低伤害压裂技术的实质就是从压裂设计、实施，到压后管理等方面，尽最大可能获得优化的支撑缝长和导流能力。连续油管压裂技术：针对多层油藏和小井眼的压裂酸化改造，国外于20世纪90年代初研究开发了连续油管压裂酸化技术，目前该项技术主要用于陆上多层油气藏和小井眼的改造。第三章 微生物水井降压增注低渗透油层由于孔喉小，渗流阻力大，并有启动压差现象，使注水井吸水能力低，压力扩散慢，在井底附近容易形成高压带，而采油井难以见到注水效果，地层压力急剧下降，产量大幅度递减。这种现象随着油层渗透率降低和注采井距增大而加剧。往往容易形成所谓“注不进，采不出”的严重被动局面。以新立油田

31、为例，该油田1987年投注，到1995年5月，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，注入压力(井口)由8.2MPa升到12.2MPa，提高了4.0MPa，启动压力从7.7MPa升至l0.8MPa，增加3.5MPa。吸水指数由72m3/(dMPa)下降为54 m3/(dMPa)。1、降低水井注入压力配注量为 20m3/d，在注微生物之前，能够完成配注量，但注入压力高达14MPa，施工目的为降低注入压力。试验效果如图所示。可以看出，在注水量不变的情况下，注入压力下降了2MPa。 2、提高水井注入量8-161井在开井初始具有一定的能力，后来注入压力逐渐升高以致于最正常与否直接影响到9口油

32、井的产量。注水量20m3左右，恢复了正常注水。第四章 水质精细控制技术注水流程图油田注入水的主要特点有：（1）对油藏有较强的伤害性特别是中低渗透性油藏，一方面，注入油藏的注入水有较高含量的固体悬浮物，这些悬浮物会造成油藏孔喉的阻塞，严重的会形成“栓塞”；另一方面，注入水中含有的H2S、Fe2+、Fe3+等物质和腐蚀产物亦会造成油藏的堵塞，降低油层的渗透率，引起油井产量下降。（2）腐蚀性强高矿化度的采油污水中存在溶解盐、溶于水的H2S、O2、CO2以及细菌等均为具有很强腐蚀性的物质。（3）容易结垢高矿化度的采油污水中除含有腐蚀物质外，还存在着为数众多的易形成碳酸钙、硫酸钙的Ca2+、Mg2+、H

33、CO3-、SO42-等离子，很容易造成结垢。注入水的水质成为影响油田开采的直接影响因素，如果其中含有较多的注入油类、悬浮物、细菌等污染物，那么使得地层孔道阻塞，造成注水量的减少，致使油气产量、质量下降。通过对油田注水系统结垢的调查研究，发现注入水结垢能够引起三个后果。其一，阻塞注水井底，减小注水量的是注入水中的杂质及腐蚀产物的沉积；其二，致使注水管网结垢，降低注水效率的是注入水中碳酸盐的析出；其三，堵塞近井地带，加大注水压力的是注入水和地层水不相配8。最常见的垢型有碳酸钙(CaCO3)、二水硫酸钙(CaCO42H2O)、硫酸钙(CaSO4)、硫酸钡(BaSO4)和硫酸腮(SrSO4)。溶液中容

34、易结垢的盐类的溶解度受温度的影响比较大，注入水中大量存在的碳酸钙(CaCO3)、硫酸钙(CaSO4)、硫酸钡(BaSO4)和硫酸腮(SrSO4)等结垢均与温度的变化成反比；溶液PH值对结垢的影响主要表现在：当溶液的PH7时，溶液的酸性较强，此时其中只有CO2、H2CO3存在，能够有效地阻止结垢产生，但是，若PH值太低，溶液腐蚀性增强，若PH值高，溶液的腐蚀结垢趋势增强；随着注水开采的进行，地层压力减小，注入水中多发生生成碳酸钙等沉淀的反应，同时，采油作业过程中分离出的水进入排放管线，压力变小，促使其中的碳酸钙等沉淀析出。腐蚀结垢的影响因素很多，这其中以温度、PH值、CO2分压的影响最大。第五章

35、 活性剂增注工艺我国的大部分低渗透油田主要以注水开发方式为主，低渗透油田普遍存在着孔喉细小、渗透率低、渗流阻力大等特征，在较高的驱替压力下流体才能流动。加之储层中存在敏感矿物、注入水不配伍等因素导致油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，从而造成水井注不进，油井采不出的现象，直接影响油田的采油速度。如何解决低渗透油田降压增注的技术问题，提高油层的吸水能力已成为当前研究的重要课题。目前低渗透油田的降压增注措施主要有压裂、酸化或化学解堵、活性水增注等。压裂是低渗透油层增产的普遍措施，有效的造缝可以明显提高单井产量或注入量，由于油层物性的差异导致有效期相差很大;酸化或化学解堵可以有效处理近

36、井地带，但有效期短，容易受到储层敏感性的限制；活性水增注伴随着注水进行，处理半径较大，可以改善油、水渗流特性，降低注入压力和残余油饱和度，是提高油层吸水能力的有效方法。一、岩心流动性实验研究11实验准备采用天然岩心进行流动性实验，实验用油为地层原油与中性煤油配制的模拟油，模拟地层水矿化度为6 400 mg/L，表面活性剂NS1的浓度为05%，驱替流量为01 mL/min。12表面活性剂相对渗透率的测定依据石油天然气行业标准油水相对渗透率测定，采用非稳态法来测定表面活性剂相对渗透率，对比油水相对渗透率曲线和表面活性剂相对渗透率曲线的差别，实验结果如图1所示。随着表面活性剂的注入，可动油饱和度明显

37、增加，残余油饱和度降到了30%左右，扩大了油、水两相共渗区范围，采出程度得到一定程度的提高；油相相对渗透率曲线明显抬高，水相相对渗透率曲线提高幅度较小，相同含水饱和度条件下，油井含水率将大幅下降;油、水等渗点发生右移，说明表面活性剂溶液驱后，油层岩石表面物理化学性质发生了变化，岩石表面亲水性进一步增强。13降压实验使用渗透率不同的2块天然岩心进行平行实验，水驱至压力稳定，改为0.5%NS1表面活性剂驱，接着后续水驱，比较表面活性剂不同用量下的降压效果，实验结果如表1所示。降压实验表明，降压率随着表面活性剂注入量的增加而增大，当表面活性剂注入量大于0.5 PV时，降压率的增幅变缓，并最终趋于稳定

38、。通过注入0.5 PV浓度为0.5%的NS1表面活性剂，注入压力可降低25%以上(图2)，且在后续水驱过程中压力比较稳定，降压作用明显，最终确定表面活性剂的段塞尺寸为0.5 PV(图3)。二、油水渗流时油层中力的分析1.毛管压力在油层岩石毛管中，由于两种不互溶的流体(油、水)间存在张力，界面上产生压力差，即毛管压力。两种流体中有一种流体比另外一种流体更能优先润湿固体表面。毛管压力可以表现为毛管的液体上升或下降，既可以是正值，也可能是负值，主要由优先润湿性决定，非润湿相压力较大。显然，毛管压力与液-液界面张力、流体润湿性及毛管大小有关。具有较低压力的一相总是优先润湿毛管。假设毛管半径为r,油水界

39、面张力为,在不考虑接触角的情况下,即油层岩石完全油湿,弯液面两侧的压力差即毛管力c的大小为: 式中,po油相压力;pw水相压力。当上述油水体系在毛管孔隙中处于静止平衡状态时,若r=1m,=5 mN/m,则毛管力pc=104N/m2。显然,使注入水在毛管孔隙中流动,外加的压力必须大于pc,pc即通常所说的毛管阻力。设孔喉平均长度L为50m,则使注入水流动所需的压力梯度为:(P1-P2)/L=2108N/m。显然,这样大的压力梯度,在油田的实际开发过程中根本无法实现,目前水驱的压力梯度大约只有10kPa/m。若将界面张力降低2104倍,注水就可以克服毛管阻力开始流动。当驱动压力梯度大于或等于毛管压

40、力梯度时,注入水开始流动,即有:仍设孔喉长度L为50m,半径为1m,驱动压力梯度为10 kPa/m,代入式(3),可求出2.510-4mN/m。可见,要使毛管中油滴的阻力降低、水的注入能力提高、注水压力降低,必须降低注入水的界面张力,这是采用表面活性剂增注的一个重要原理。2.岩石润湿性以上分析认识是建立在砂岩表面润湿性为强亲油的假设基础上得到的。事实上,在公式pc=2/r中省略了表征岩层润湿性的重要参数cosw,其中w为水相润湿角。完善的两相渗流毛管力方程应为: (4)可见,在考虑油层润湿性的情况下,油层亲水性越强,水的毛管压力越低,注水压力也越低,对超低界面张力值的要求相应降低。第六章 分子

41、膜增注工艺根据油藏分类标准,渗透率低于1010-3m2的油藏被定义为特低渗透油藏。在注水开发过程中，特低渗透油藏普遍存在注水压力高，注水量不能满足地质配注要求,导致地层能量不能得到及时补充而影响注水开发效果。究其原因：一是特低渗透油藏近井地带岩石的强亲水性导致水锁，造成注水压力不断升高，注水困难；二是随着注水时间的延长，注水井近井地带孔道内的油膜逐渐被注入水冲洗掉，形成的水膜越来越厚，水相渗透率逐渐降低,水渗流阻力越来越大，最后导致注水压力上升，注水效率下降，地层长期欠注；三是特低渗透油藏主要以低孔为主，喉道中值半径小于1m，储层黏土矿物含量相对较高，敏感性强，极易受到伤害，造成注水困难甚至注

42、不进水。为了有效启动低渗、特低渗透储层，提高该油藏的注水开发效果，尝试注入一种带有阳离子基团的分子膜溶液，分子膜溶液通过吸附改变岩石的润湿性，降低水的流动阻力，提高水相渗透率，从而降低注水压力，改善吸水能力和注水开发效果。分子膜技术源于20世纪80年代末在俄罗斯油田的成功应用，在21世纪初引入我国首先在驱油试验中获得成功。试验中发现，分子膜吸附于岩石孔隙内表面可以改变岩石的润湿性,利用其憎水性和吸附能力隔开地层岩石与水的接触，有效增大储层孔隙流通半径，大幅降低注入水在孔隙中的流动阻力，消除水锁伤害,提高水相渗透率,避免黏土颗粒的水化膨胀,因而提高油藏的吸水能力，起到降压增注的作用。之后在胜利、

43、中原等油田中低渗透油藏(渗透率大于3010-3m2)进行降压增注试验并取得成功，为解决特低渗透油藏注水难题提供了技术思路。分子膜增注是一种新型的增注技术，它是以水溶液为传递介质，膜剂分子依靠静电相互作用为成膜动力，膜剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面，形成超薄表面分子膜，改变岩石的润湿性，降低界面粘滞阻力，增大水分子扩散能力，使岩石表面更加亲水，从而达到增产、增注、提高原油采收率的目的。特别是对于地层物性比较差、亲油岩层，效果明显。一、分子膜增注机理分子膜增注技术主要是针对低渗透、特低渗透油藏的。这类油藏由于注入水的长期冲刷，使岩石表面的油膜被冲刷掉，表面形成一层不可流动的水膜，亲水性越强水膜

44、越厚，无形中使孔隙的有效通水半径缩小，使储层的渗流能力变差，注水压力上升，吸水指数下降，从而影响水驱油效率。分子膜是一种带有阳离子基团的聚合物，以水溶液为传递介质，膜剂分子依靠静电作用作为成膜动力，膜剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面，改变储层表面的性质。分子膜剂吸附在岩石的表面，将岩石表面的水膜剥离，使水流通道增大，从而降低注水压力。分子膜增注液体体系主要由纳米分子膜溶液及前置处理液组成，通过一定的工艺方式注入到地层后，不仅可以解除有机物与无机物堵塞,同时注入的分子成膜剂(带有阳离子基团的物质)与带有负电荷的储层岩石孔隙表面产生静电吸附作用，可在孔道表面形成一层纳米级的分子沉积膜，迫使原来吸

45、附在孔喉壁面的水膜变薄、脱落继而替代原有的水膜，改变岩石润湿性,扩大孔道半径，减小水的流动阻力，提高水相渗透率。同时，由于存在分子沉积膜，使注入水不能与岩石表面接触，能够有效阻止黏土颗粒的膨胀与运移，提高注水效率。二、实验研究SH油田是一个注水开发的多层非均质砂岩油田，储层纵向及平面上渗透率差异大，欠注井层逐年升高，主要集中在低渗油层，大部分井层采用常规酸化或升压措施后仍然无效或有效期短，为减少酸化增注和作业成本，诸如分子膜增注的非酸化增注措施显得异常迫切。分子膜能够改变固液界面、油水界面的润湿性，降低粘滞阻力，降低毛细管阻力，消除油堵、水堵伤害，达到增注的持续有效。该技术在实验室研究和现场应

46、用中均见到了好的效果。. 分子膜增注的研究分子膜（活性分子）是以水溶液为传递介质，膜剂分子依靠静电相互作用为成膜动力，沉积在呈负电性的岩石表面，形成超薄表面分子膜，改变固液界面、油水界面的润湿性，降低毛细管阻力，增大水分子扩散能力，使岩石表面更加亲水，提高水分子的运动扩散力和驱油能力，从而达到增产、增注、提高原油采收率的目的。.改变润湿性分子膜通过吸附改变油水液液界面的润湿性，降低毛管压力。）分子膜可拉成长的细丝，使油湿孔隙壁上的吸附油流动，即孔隙半径增大。）分子膜可使岩石表面由油湿或水湿变为弱水湿；同时可降低粘滞阻力和毛管阻力。.降低注入压力分子膜可降低致密超低渗透注水井的注入压力。表为分子

47、膜剂驱与注入水驱压力对比表。从表可以看出，分子膜驱油剂可使注入压力降低MPa。用于储层物性差、常规酸化无效井层增注，能取得较好的增注效果。.提高驱油效率取.的分子膜剂，放在水中搅匀，放置以上。对实验岩样（岩样号，孔隙度.，渗透率.2，孔隙体积.，外观体积.，截面积.，长度.）注入孔隙体积为.的该分子膜剂，效果最好。取不同浓度和体积的分子膜剂共进行了次分子膜剂提高驱油效率试验（图）。提高驱油效率大于的次；提高驱油效率的次；提高驱油效率的次；提高驱油效率.的次，平均提高驱油效率.。 图分子膜剂驱驱油效率曲线分子膜单井降压增注实验井效果评价 双井是双河油田江河区月月日新投的一口注水井，射孔层位核三段油组、共个小层，全井合注，配注，投注后在泵压.、油压.压力下全井不吸水，欠注严重。按照以往的工作思路，就是采取常规酸化措施解除近井地带污染堵塞，扩大吸水通道，达到解堵增注的目的。但是常规