石油工业：高效注水开发工艺技术.ppt

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1、高效注水开发工艺技术,内容提纲,油田注水开发理论 注水井生产分析注水管网生产分析,油田注水开发基础裂缝性低渗油藏注水开发高含水期水动力学调整方法,油田注水开发理论,油田注水工艺技术,水质及注水系统注水井吸水能力分析分层注水技术注水指示曲线分析与应用提高注水系统效率技术,1.1 砂岩油田的注水开发,在进行油田开发方案设计时，首先要确定油田开发方式，且应当尽可能充分利用油藏本身的天然能量来开发油田。,我国现有油田绝大多数不具备充足的天然能量补给条件,世界油田开发的历史也表明，若只依靠油田本身的能量开发，采油速度低，采收率小，原油产量不能满足国民经济发展的要求,+,1 高含水油田注水开发理论,大庆油

2、田于1960年投产，1976年原油产量5030万吨，1994年超过5600万吨，但是从1998年开始下降，到2002年降到5013万吨。1976年至2002年，27年高产稳产5000万吨原油后，2003年产量降至4840万吨，2004年产量4640万吨，2005年产量4495万吨，2006年产量降至4341万吨，2007年产量4170万吨，2008年产量4020万吨。大庆油田已累计生产原油19亿多吨，占同期中国原油总产量的40%左右。,大庆油田产量,中国石油天然气集团公司不久前正式要求大庆油田在4000万吨年产量的基础上，实现原油生产的10年“硬稳定”，这是对国家要求的落实。2007年，大庆油

3、田实际生产原油4169.8万吨，原油产量仍占全国原油总产量的近25%。中国石油和化学工业协会与中国海关总署提供的统计资料显示，2007年中国生产原油18665.7万吨，净进口原油15928万吨，原油对外依存度达到46.05%。,大庆油田产量,水驱储量控制程度83%水驱储量动用程度76.1%平均采收率31.5 油水井数比2.03,59,单位：亿吨,胜利油田注水开发基本情况,截至2006年底，油田分公司主体投入开发油田59个，注水开发油田54个，水驱动用地质储量27.93亿吨。,1.1.1 油田注水时间,油田合理的注水时间和压力保持水平是油田开发的基本问题之一。对不同类型的油田，在油田开发的不同阶

4、段进行注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发效果也有较大的差别。一般从注水时间上大致可以分为：早期注水晚期注水中期注水,截至1964年底，大庆油田有注水井239口，主要采取笼统注水。,前苏联,早期注水,美国,晚期注水,在饱和压力附近，地下原油流动条件最好；,对地下油层特征认识较清楚，开发较主动；,保持地层压力，可以获得较长时期的高产稳产，从而缩短开采年限。,有利于早日收回投资,选择合适的注水时机对于充分利用天然能量，提高注水开发效果具有重要意义。对于一个具体油藏要确定最佳注水时机时，要考虑以下因素：,1.1.2 注水时间的确定,油田天然能量的大小油田的大小和对油田产量的要求油田的开采特点和

5、开采方式(低渗透油田),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。,1.1.3 注水方式,油田的油层性质和构造条件,确定注水方式的主要依据：,目前国内外油田所采用的注水方式,将注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个含油面积进行开发。,面积注水,根据油井和注水井的相互位置及构成的井网形状，将面积注水进行分类,面积注水方式,不同国家，甚至同一国家的不同油田之间，关于面积井网的命名方法可能是不同的。是以生产井为中心包括周围的注水井而构成的注水网格来命名，在这个网格中一共有几口井，就称为正几点井网，简称几点井网。若将正井网中的生产井与注水井的位置调换而得的井网，称为反井网。,

6、面积注水井网的命名,1.2 裂缝性低渗油藏注水开发,1.2.1 注水时机,国内众多低渗透油田一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率都非常低,国内一般认为，应该立足于早期注水。,上覆压力与岩心渗透率和孔隙度关系曲线（榆树林油田）,超前注水是指注水井在生产井投产前投注，经过一定时间注水，使地层压力在生产井投产前高于原始地层压力，生产井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统的一种注采方式。长庆油田从2001年开始推广超前注水技术。2001-2005年在西峰、靖安、南梁、安塞、姬塬等长8、长6、长4+5、长2等油藏实施超前注水技术，总体实施

7、效果较好。另外吉林新立油田119区块(2006)和木头油田141区块(2003)；中原卫城油田云9块(2006)；吐哈牛圈湖油田西山窑组(2004)也都实施了超前注水。,1.2.2 低渗油藏的超前注水,可以建立有效的压力驱替系统 超前注水时间越长，可具有较高的生产压差。降低了因压力敏感而造成的渗透率伤害 提高地层压力，减小变形介质的形变。有利于提高油相相对渗透率 油相的启动压力梯度高于水相，当水驱油压力梯度提高时，油相相对渗透率上升，而水相相对渗透率变化不大，可使部分原不参与流动的油开始流动。有利于提高最终采收率 压力的提高可以使更细小孔道的油被驱出。能防止原油物性变差,(1)超前注水增产机理

8、,2001年安塞油田实施超前注水井组12个，对应采油井57口。与可对比资料的44口井分析看出，超前注水取得较好的开发效果。,(1)超前注水初期日产油量明显提高，含水降低，初期递减率较小。(2)超前注水地层压力保持在原始地层压力的110为好。(3)超前注水时间越长，压力值越高，初期日产油亦高。(4)超前注水时机以36个月较佳。(5)超前注水井注水压力正常。超前注水井注水3个月后注水压力仅高0.50.8 MPa。,(2)安塞油田的实践,新立油田119区块储层平均孔隙度为12.9，平均渗透率为1.2210-3m2。2006年开展了超前注水试验，取得了初步成效，说明超前注水方式适应于该低渗透油藏。,(

9、3)新立油田的实践,地层压力达到原始地层压力的105115作为油井投产的最佳时机。注入压力一般不能超过油层破裂压力。新119区块通过9个月超前注水，各主力层地层压力均达到原始地层压力的105以上，达到投产要求。具体表现为初产较高、递减小、含水率低，且保持地层压力在原始地层压力以上开采，采油速度合理，井网适应，注采关系协调，油井产油能力旺盛等特点。,裂缝性低渗透砂岩油藏的合理注采方式：具有较高的采液（油）速度，较高的采收率和较高的经济效益。依据这三点和裂缝性低渗透油田存在的裂缝特点，低渗透油田相适应的注采方式应满足：利用面积井网的开发初期优势，尽可能延长无水采油期，具有较高的采油速度；井网调整具

10、有灵活性(矩形井网)；开发中后期具有较高的水驱控制程度和获得较高的最终采收率。,1.2.3 裂缝性低渗油藏注水开发井网,国内外裂缝性低渗透油藏在进行井网优化时，都是在裂缝油藏有别于常规油藏这个角度考虑的。裂缝性低渗透油藏最突出的特点有3个：储层存在天然裂缝，裂缝具有方向性，且不同油田其裂缝发育程度不同；裂缝渗透率较基质高，裂缝是储层的主要渗流通道，基质则是储层的主要储积空间；若注采井处在裂缝系统上，油水运动受裂缝控制，出现不均匀性。,井网优化的出发点,(1)裂缝性低渗油藏注水开发井网的优化,裂缝在油藏注水开发中有双重作用：一方面可以提高注水并吸水能力和采油井生产能力；另一方面容易形成水窜，使采

11、油井过早见水和暴性水淹。油藏开发工作者应该十分注意，充分发挥和利用裂缝的有利因素，尽可能避免裂缝的不利影响。物理模拟、数值模拟和现场试验都说明，裂缝性砂岩油藏最好的开采方式是平行裂缝方向注水，垂直裂缝方向驱油，即线状注水方式。,天然裂缝的影响,裂缝性砂岩油藏开发井网布置的基本原则:平行裂缝方向布井，采用线状注水方式，充分发挥压裂作用，井距可以加大，排距需要缩小。可简称为“平行裂缝方向的线状注水方式”。这样的井网部署方式比较科学合理，而且总井数还可以相对减少一些。,裂缝性油藏的井距应该大于排距，井距可以为排距的23倍，甚至4倍。具体确定原则：井距：主要根据裂缝规模和渗透率高低确定。一般裂缝渗透越

12、高，井距应越大。排距：应该根据基质岩块渗透率和裂缝密度确定。一般基岩渗透率越低，裂缝越少，排距应该越小。,井距与排距的关系：,在低渗透油田几十年的开发实践中，人们对裂缝性低渗透油田的井网布置取得了很多有益的认识。目前国内外投入开发的低渗透井网大多有三种：最先发展的正方形井网及反九点面积井网和后来发展菱形井网。前两种井网由于将注水井排直接布置在主裂缝上，所以油井投入开发后，见水快，水淹严重，而菱形井网才是裂缝性低渗透油藏开发的最佳井网，这其中又以两排注水井夹两排采油井菱形井网最佳。,(2)裂缝性低渗油藏常用井网,裂缝性油藏扶余油田、朝阳、新立、朝阳沟、新民、头台油田井网部署图,井排方向与裂缝方向

13、错开22.5布井示意图,裂缝性油藏吉林新立、大庆朝阳沟井网部署图,井排方向与裂缝方向错开45布井示意图,裂缝性油藏吉林新民、吐哈丘陵井网部署图,注采方向与裂缝走向成-900菱形井网图,注采井与裂缝走向成一定夹角，无裂缝沟通。虽然注水井排与最近的采油井垂直距离较短，但极大地减小了水淹井，能有效地避免因油井水淹而出现的严重后果。由于缩小了排距，油井易于受注水，使油井地层压力保持较高的水平。同时，由于注采井直线距离比较长，没有裂缝沟通，所以虽然受效，但不会造成水淹。,菱形井网的优点：,由于油井受两口注水井驱油，先是受最近注水井的驱动，可使油井稳产，之后又受较远注水井的驱动，使油井较反九点井网油井稳产

14、时间长。油井多、水井少，它特别适合裂缝性油藏的情况，一般吸水能力强，不需要更多的注水井。若加密油井可以最大限度减少死油区，如在油井排间加密一排油井，加密后注采井数比为1：3。对于裂缝性油藏这一注采井数比能满足注水要求。,菱形井网的优点：,1.3 高含水期水动力学调整方法,注水开发的普遍应用大大地提高了油田采收率和经济效益。但若仅利用常规的注水方式开发面对某些复杂的地质情况将很难得到较好的开发效果。平面非均质严重的中高渗透油藏非均质断块油藏低渗透裂缝油藏裂缝-基质裂缝-基质-溶洞等双重或三重介质油藏。,总的注水采收率受油藏非均质性、岩石与流体的性质、注水井网的类型与大小以及完井等因素的控制。,注

15、入水沿高渗透层快速推进，油井很快见水；在低渗透层中，由于注入水的渗流阻力大，水的推进缓慢，在油井见水时，在低渗透层中还有大量的原油未被采出。尤其是在已经形成水窜通道的中、高含水期，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿已形成的水窜通道采出地面。特别是当开发层系的地层非均质程度增加时，注水波及体积和原油的采收率将急剧下降。,非均质油藏,高含水期的调整工作,全国注水开发油田1992年底综合含水79.7%，对应采出可采储量61.6%，还有38%的可采储量要在综合含水80%以后采出。开发效果较好的主要油田，如大庆喇萨杏油田综合含水80.5%，采出可采储量63.9%；胜坨油田综合含水91.7%，采出可采储量

16、75.2%；孤岛油田综合含水90%，采出可采储量73.4%。高含水期开发是我国重要的油田开发阶段。面临着技术难度大、产量递减、产水量大幅度增加、经济效益变差等问题。,以改变油层中的流场来实现油田调整的方法称为水动力学方法。它的主要作用是提高注入水的波及系数，是改善高含水期油田注水开发效果的一种简单易行、经济有效的方法。,水动力学调整方法,注水油田开发调整的水动力学方法的概念最早是由前苏联人1986年提出的。人们从1986年起把它作为独立的方法进行研究。水动力学方法按其作用的特点又可分为两种类型：(1)通过改变井的工作制度，实现油田强化开采的方法；(2)改变初始采用的井网和层系的调整方法。,与三

17、次采油方法相比，水动力学方法工艺比较简单，成功率高，效果显著，投资较小，经济效益好。三次采油方法工艺比较复杂，投资大，风险大。水动力学方法往往只需要很小的工作量就能获得较大的成效。水动力学方法往往只需很小的工作量，就能获得较大的成效。一种很简单的水动力学方法，例如通过油井转注改变液流方向，效果就很显著。,水动力学调整方法优势,提高最终水驱采收率,优点,投资少,风险小,简单易行,减缓含水上升率,水动力学方法，基本不需要增加设备,可以根据实施效果，随时调整,只需改变注水工作制度,提高存水率,扩大波及体积,主要的水动力学调整方法,周期注水改变液流方向钻加密井建立补充的点状或排状注水系统强化注采系统的

18、变形井网优化注水压力提高排液量选择性注水堵水、调剖,周期注水,周期注水也称作不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等，是20世纪50年代末和60年代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法，在前苏联应用比较广泛。,周期注水周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管吸渗作用，增大注入水波及系数及洗油效率，提高采收率。,1961年，美国在斯普拉柏雷裂缝性砂岩油田德里佛单元的早期开发区将周期注水作为一种新的工艺提出并实施，获得成功。20世纪7080年代，前苏联已把这种注水方式作为一些注水油田改善开发效果的主要方法

19、，实施规模相当大，主要在西西伯利亚、古比雪夫和鞑靼油区共22个油田约80个层系中应用，三个油区实施周期注水10年内，共增产原油2200104t。我国20世纪80年代开始在扶余、葡萄花、克拉玛依、胜利等油田开展了周期注水的矿场试验，并取得了一定成效。,周期注水应用状况,不稳定压力场驱动低渗部位剩余油；毛管力是周期注水驱油机理的重要因素。,(1)周期注水的驱油机理,在层状非均质油层以及裂缝孔隙油藏实施不稳定注水，通过周期性的提高和降低注水量，由于不同渗滤特性的介质中压力传递速度不同，在毛管力和弹性力的作用下，形成了高低渗透层之间、裂缝与基质之间的流体交换，有效地采出低渗透层与基质中的原油，从而改善

20、了开发效果。,对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布如图示，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞留区。实施不稳定注水时，水井1加强注水，水井2停注，则死油区内剩余油将向水井2处移动，待水井2恢复注水时便将部分剩余油驱到油井处采出。,液流流线分布图,稳定注水不足,注水压力加大，一方面部分注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段，驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，部分在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿高低渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的部分油被驱替；再者，注水压力的加大使低渗层段获得更多的弹性能。因此，水

21、量越大，升压半周期储层内流体的各项活动越强烈。,在升压半周期,不稳定压力场作用,在降压半周期,在周期注水的停注或减少注水量的半个周期内，由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢；这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动，并在生产压差的作用下随同后来的驱替水流向生产井；注水量越小，高渗层段能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能，而高渗层段内低渗段流体在弹性能和毛细管力的作用下沿高、低渗段的交界面进入高渗段的时机也越早，流体也越多。,周期注水如何通过不稳定压力场作用驱动低渗

22、部位的剩余油,高渗部位,低渗部位,低渗部位,在油藏水驱过程中存在的基本作用力有：驱替力、毛管力和重力，不稳定注水时又增加了弹性力。目前对不稳定注水的机理解释为强化了毛管力和弹性力的作用，它们表现为毛管渗吸作用和在弹性方式下压力周期涨落时的窜流作用。,毛管力作用,oil,oil,water,毛管力是周期注水驱油机理的重要因素。,（亲水油藏）,停注初期，弹性力产生的附加压差引起高低渗透层之间的油水同向窜流处于主导地位。随着弹性能量的释放，弹性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向窜流将逐渐居于主导地位。由于高低渗透层间的含水饱和度差和渗透率差所产生的毛管压力梯度必然会引起自吸渗现象，油从低含水

23、饱和度区流向高含水饱和度区，而水则从高含水饱和度区流向低含水饱和度区，使高低渗透层间的饱和度分布趋于均匀；恢复注水时流到高渗透层中的油被采出。,毛管力作用机理,驱油机理模拟,第二层,第三层,波及效率明显增加,周期注水,连续注水,最终含水饱和度对比,第二层,第三层,机理模型：,(2)周期注水的适用条件,油层非均质 对非均质性严重的油层，周期注水能起到提高波及系数的作用。因此油层非均质性是合理应用周期注水的主要地质条件。油层亲水 周期注水的机理就是利用地层岩石的亲水作用，使注入水滞留在低渗透层(带)中，将部分油从低渗透层(带)中驱替出来。地层原油粘度较小 只有在地层原油粘度较小时，才能靠毛管力克服

24、原油的粘滞力，使水将原油从低渗透层(带)中驱替出来。,周期注水的适用条件,周期注水前常规注水时间较短 国外周期注水试验结果说明，常规注水时间越长，改为周期注水的效果越差。现场试验表明，常规注水17a后改为周期注水，无增产效果，10a后增产1.9%，5a后增产6.0(周期注水量占常规注水量的75%)。注水工艺与注水量的要求 采用周期注水后，因注水井要停注一个阶段，如果总的注水量与常规注水量保持相当，那么在注水阶段注水井必须相应提高注水量。不同条件下的试验结果表明，周期注水量与常规注水量之比越大，增产效果越显著。,(3)周期注水的工作方式,按照周期注水不同的频率，可以分为对称型和不对称型两大类。所

25、谓对称型就是指周期注水的注水时间和停注时间相等，不对称型是指注水时间和停注时间不相等，不对称型又可分为短注长停型和短停长注型。,不同的工作方式将对采收率产生影响,北京勘探开发研究院通过数值模拟研究了不同工作制度对周期注水效果的影响。在对称型中，研究了一组共三个工作制度，即在采油井连续采油的情况下，注水井采用对称的三个工作制度。在不对称型工作制度中，研究了三组不同的类型：第一组，在采油井连续采油的情况下，注水时间小于停注时间；第二组，在采油井连续采油的情况下，注水时间大于停注时间；第三组，注水井与采油井都不连续工作，注水井注水时，采油井停采；采油井采油时，注水井停注（脉冲注水）。,工作方式对采收

26、率的影响,因此在矿场实施周期注水时，推荐工作制度为注水井、采油井交替注采，并且注水井短注长停，预计其效果将最好。,虽然在不对称注水井短注长停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能够获得最高的采收率，但这种工作制度在现场可能较难实施，因为它能够影响到产量，油井停止生产造成的产量损失需要较长的开发时间才能得到补偿。在周期注水过程中，应尽可能选择不对称短注长停型工作制度，也就是在注水半周期内应尽可能用最高的注水速度将水注入，将地层压力恢复到预定的水平上；在停注半周期，在地层压力允许范围内尽可能延长生产时间，这样将获得较好的开发效果。,注水量变化幅度受地层压力允许变化的幅度限制。升压时，一般地层压力不

27、应超过原始油层压力，注入压力不应超过破裂压力；注水量的增加还受油层压力保持系统中泵的可能注水压力和排量的限制。降压时，不应把油层压力过多地降到饱和压力以下，在实际中允许将采油地带的油层压力降到低于饱和压力15%20%以内。,(4)连续注水转周期注水的时机,目前油田开发一般都采用连续注水方式，在连续注水一段时间后往往为了改善开发效果而转入周期注水，因此就存在一个转入周期注水的最佳时机问题。所谓最佳时机就是在这个时间转为周期注水后，增产油量最多，开发效果最好。在这个问题上目前还没有找到一个明确的界限。研究表明：在任何阶段由连续注水转为周期注水都能够改善开发效果，越早转入周期注水，效果越好。最佳时机

28、是含水率为30%50%的时候。,高含水期也可进行周期注水,周期注水也可用于严重出水的油藏，甚至在连续注水条件下油井已达到经济极限之后也可应用。在实践中，我国胜利、扶余、新疆以及喇萨杏油田杏六区的周期注水都是在含水率80%90%甚至更高的情况下开始的，也都取得了比较好的效果。胜利油区胜坨油田坨21沙二1-2单元，含油面积3.3km2，动用地质储量522104t，单元内含两个砂层组8个小层。1995年7月进行周期注水，取得了较好的效果。单元见效高峰期日增油38t/d，综合含水率由95.5%降至93.9%，至1997年底，单元日产油130t/d，综合含水率95.1%，累积增油2.04104t，少产水

29、45.3104t，少注水51.7104t，可采储量由294104t增至306104t，提高采收率2.3%。,(5)周期注水合理周期的确定,周期注水的周期：取决于井底压力波动大小及其在储层中的分布完成时间。,半周期经验公式：,导压系数公式：,综合压缩系数公式：,地层的弹性越差，周期越短；油层渗透率越高，周期也越短。合理的注水周期是实施周期注水的重要参数。停注时间过短，油水来不及充分置换；但如果过长，地层压力下降太多，产液量也随之大幅度下降；并且，当含水率的下降不能补偿产液量下降所造成的产量损失时，油井产量将会下降。油井井底压力也不宜过多的降至饱和压力以下，以免井底严重脱气，造成产液、产油指数下降

30、，并降低泵效。注水压力的升高也有一定的限度，地层压力一般不宜超过原始地层压力，注水井井底压力也不宜超过岩石破裂压力。因此注水周期的长短应根据油藏的含水和压力的高低等因素通过数值模拟和现场实际经验来确定。,周期注水合理周期,无论在多油层油藏还是在裂缝性油藏进行周期注水，使用变化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成压力波动，可使注入水波及范围增大，从而驱出更多的原油。随着周期注水轮次的增加，其效果一般将越来越差，甚至完全失效。在这种情况下可以适当延长注水周期的时间，甚至改用另一种更为强化的周期注水方式。,周期注水周期的变化,(6)周期注水合理注水量的确定,在实施周期注水时，原则上仍应根据注采平

31、衡的原则来确定注水量，但是考虑到进行周期注水以后，含水率和产液量将会下降，波及体积和注水效率都会有所增加，因此实际的注水量将低于连续注水时的注水量。根据国内外的经验，周期注水时的水量大体上为连续注水时的70%80%左右，但即使是这样，由于周期注水有相当长的停注时间，因此实际注水强度将大大高于连续注水时的强度。,(7)周期注水的不足,周期注水几乎对所有注水油田使用都有或大或小的效果。但这种方法也有一个明显的缺点，即延长了油田的开采时间。周期注水的效果有一部分是以延长油田的开采期为代价的，而延长开采时间将增加油田的费用。为了避免这个缺点，需要提高周期注水每个注水周期的注水量。这要求对油田设备进行改

32、造，如增加大排量高压泵，更换注水管线为厚壁管等，这样就需要油田的附加投资。在这种情况下，必须进行经济评价，综合考虑周期注水改善开发效果提高采收率与增加附加投资在经济上的合理性。,(8)周期注水应用实例,前苏联周期注水实验效果 前苏联在实施周期注水的同时，适当地注意了对其实施过程的监测，以评价其效果。从资料比较完备的21 个油田33个试验区周期注水试验工作的实际数据。,实施周期注水油田各开发层系具有不同的储集特征，平均渗透率变化范围为（201080）10-3m2，平均孔隙度为6%27%，地层原油粘度为 0.4。虽然在实施周期注水的计划和实际工艺之间存在很大差别，只要周期注水时的注入量不低于常规注

33、水时注入量的70%，都获得了明显的效果。,(8)周期注水应用实例,前苏联周期注水实验效果 不管是整个试验区还是每口井，其周期注水的效果随其常规注水开采时间的增加而降低。在统计的33 个试验区中，周期注水未见效的只占 13%，周期注水累积增产油小于1%（占常规注水预计累积产量的百分比）的试验区占25%，高于 5%的试验区占 32%。周期注水与常规注水量之比的平均值为 76%，在周期注水见效的试验区中，注水量比接近平均水平的试验区年增产油量平均为1%2%，注水量比接近100%的试验区，平均年增产油量大于4%。,(8)周期注水应用实例,前苏联周期注水实验效果 在所统计的试验区中周期注水没有见到效果的

34、原因有以下几方面：周期注水的平均注水量低于常规注水的 50%。设计的注水、停注周期与实际的差别太大，在地层中造成的压力波动幅度不大。整个周期延续时间很长，但在周期中有一个阶段延续时间很短（35d），结果使周期注水与实际注水差别很小。,(8)周期注水应用实例,大庆油区周期注水实施情况及效果 长垣南部油田周期注水已有十年的开发实践，大大改善了油田注水的开发效果。葡北油田1979年底全面投入注水开发，从1979年到1985年，采用反九点法注水6年，采出程度12.53%，综合含水达到51.0%。从1986年下半年开始周期注水试验，到1991年底，采出程度达到19.29%，而综合含水下降到38.97%。

35、如果继续常规注水，在采出程度达到19.29%的情况下，预计综合含水将达到67%。,(8)周期注水应用实例,大庆油区周期注水实施情况及效果 1981年太南油田投入开发，注水井配注量低，在高寒地区，注水井日注低于30m3，冬季管理非常困难。1982年初全面进行注水开发就采用周期注水方式，日注水量低于25m3的水井冬停夏注，其他配注量高的井冬注夏停。到1991年，周期注水开发整十年，油田采出程度12.76%，综合含水41.84%。与其同属一个构造的太北油田，地质特征、流体性质、井网布置、开采方式上与太南基本相同，但采取常规注水方式，到1990年注水开发10年，油田采出程度12.25%，综合含水73.

36、64%。,(8)周期注水应用实例,胜利油区周期注水实施情况及效果 近几年来胜利油区广泛地开展了不稳定注水工作。为了搞好不稳定注水技术，首先对不稳定注水机理进行了调研，并进行了分析研究和数值模拟工作。胜坨油田进行了物理模型不稳定注水试验，有 10 个单元进行了数值模拟，所有不稳定注水单元全部进行了精细油藏研究。通过研究，认为不稳定注水促使地下剩余油产生运移和再分配有宏观和微观两方面的作用。在此基础上，根据不同类型油藏的开采特征，形成一套不同类型油藏的不稳定注水技术方法。,(8)周期注水应用实例,胜利油区周期注水实施情况及效果 近几年来，共在中高渗透、低渗透和复杂断块油藏等三种油藏类型 17个油田

37、 26 个单元（井组）上实施了不稳定注水技术。这些单元在不增加新井、基本上不采取任何油水井措施的情况下，通过实施不稳定注水技术，开发效果得到了不同程度的改善，取得了“两增两减”的好效果，即日产油量增加、可采储量增加和产水量减少、注水量减少。,低渗透油藏1994年，胜利油区渤南油田，渗透率54.210-3m2 1998年，大港南部舍女寺油田，渗透率5.8910-3m2 2004年，吐哈鄯善油田温西六块，渗透率3.510-3m2 高含水油藏1996年，大庆喇嘛甸油田是，综合含水高达91.30%2002年，中原濮城油田西区沙二下油藏2006年，大庆油田萨北开发区北三东块，综合含水95.41%,(9)

38、应用周期注水油田分类,裂缝性砂岩油藏 扶余油田从1988年大面积实施周期注水，共在21个区块实施周期注水，应用水驱特征曲线进行计算,可提高采收率3.0%左右。普通稠油油藏 华北油田采油三厂高30断块，属普通稠油油藏，油层平均有效渗透率4110-3m2，油藏综合含水70%，1998年下半年实施周期注水。,(9)应用周期注水油田分类,内容提纲,油田注水开发理论注水井生产分析注水管网生产分析,水井,油井,外排环境,进一步处理,油田注水工艺技术,水质及注水系统注水井吸水能力分析分层注水技术注水指示曲线分析与应用提高注水系统效率技术,主要参考书目,张琪.采油工艺原理与设计,石油大学出版社.万仁溥,罗英俊

39、.采油技术手册 第二分册 注水技术张琪,万仁溥.采油工程方案设计.石油大学出版社.江汉局采油所.封隔器理论与应用.石油工业出版社.,2 油田注水工艺技术,2.1 水质及注水系统,1.粘土膨胀 2.机械杂质 3.微粒运移 4.细菌堵塞 5.反应沉淀物 6.原油,1.溶解氧2.CO23.H2S4.细菌,1.无机垢2.有机垢,2.1.1 水质要求,注水引起的油层损害主要类型：,堵塞、腐蚀、结垢。,水质要求主要根据油藏孔隙结构和渗透性分级、流体物理化学性质以及水源水型有关。,SY/T 5329-94 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法起草单位：胜利石油管理局地质科学研究院被代替标准：SY 5329-

40、88发布日期：1995-1-18实施日期：1995-7-1,推荐水质主要指标,目前我国新增储量中低渗储量比例逐年提高，探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%。低渗透油田高效开发配套技术使得低渗，特别是特低、超低渗油藏得以有效开发。先后将低渗储层极限推至10毫达西，进而1毫达西，目前工业性开发0.5毫达西超低渗油藏，并正在进行开展了0.3毫达西超低渗油藏开发试验研究。长庆油田对0.3毫达西储层攻关取得突破性进展，陕北浅层试验区单井产量达到1.5吨，陇东试验区单井产量达到2吨以上，逐步形成了有效开发超低渗油藏的主体技术。,低渗透油田开发状况,低渗透储层孔隙结构最主要的特点就是孔隙小、喉道细

41、：主流喉道半径中高渗透层为11.7m，超低渗透层只有0.11m，仅为中高渗透层的百分之一。据长庆油出压汞资料整职统计，半径小于1m的小孔隙体积，在渗透率大于100103m2的中高渗透层中仅占20%30%，而在小于50103m2的低渗透层中，小孔隙体积比例高达35%90%。,注入水悬浮物含量的确定,固相物注入地层通常会降低储集岩的有效孔隙直径，实质是导致流动不畅或受阻。注入注水井的固相颗粒能在井底地层面形成滤饼，或进入岩石孔隙使之堵塞。无论哪种情况结果都一样：注入层的有效渗透率降低，表现为注入压力增加。一般用现场岩心驱替试验来确定注入水中固相颗粒造成的注入伤害，这是最常用的一种方法。但是，如果没

42、有合适的岩心，则可利用相应尺寸的悬浮物水堵地层的经验法，即1/31/7法则。,1/31/7法则,（1）粒径中值至少为孔喉直径三分之一的颗粒，不会侵入地层但桥接形成外部滤饼。（2）粒径中值介于孔喉直径三分之一和七分之一之间的颗粒可侵入地层形成内部滤饼，导致堵塞和渗透率下降。（3）粒径中值小于孔喉直径七分之一的颗粒可以通过孔隙介质。,常规方法是设定过滤器的技术指标，使过滤器流出物的平均粒径小于平均孔径的七分之一，则假设内外滤饼都未形成。另一种方法是将过滤器技术指标设定在平均孔径的三分之一以上，则形成外部滤饼而不形成内部滤饼，这通过洗井或酸处理即可除掉。,2.1.2 注水系统,注水系统是指从水源至注

43、水井的全套设备和流程，包括水源泵站、水处理站、注水站、配水间、注水井和管网系统。,注水站 配水间 注水井 管网系统,注水泵机组,目前主要采用两种类型的注水泵机组，即电动离心泵机组，电动柱塞泵机组。,电动离心泵机组 效率较高、排量大、运行平稳、操作简便、维修工作量小、扬程较高时效率较低。适合注水量大的油田注水。,注水泵机组,电动柱塞泵机组 效率高，排量小到中等，扬程高，但维修工作量大。适合注水量小、注水压力高，特别适合小断块油田的注水。,2.2 注水井吸水能力分析,2.2.1 注水井吸水能力,注水井指示曲线：,稳定流动条件下，注入压力与注水量之间的关系曲线。,注水井指示曲线,吸水指数：,单位注水

44、压差下的日注水量(m3/(d.MPa)。,2.2.2 影响吸水能力的因素(4项),与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素(2)与水质有关的因素(3)组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀(4)注水井地层压力上升,产生堵塞的原因（4项）,(1)铁的沉淀 氢氧化铁 硫化亚铁,(2)碳酸盐沉淀,(3)细菌堵塞,(4)粘土膨胀,根据电化学腐蚀原理，铁的二价离子Fe2 进入水中，生成Fe(OH)2，注入水中溶解的氧进一步将Fe(OH)2氧化，生成Fe(OH)3。生成的氢氧化铁，当水的pH值在3.33.5时，处于胶体质点状态；当pH 值接近于66.5时，处于凝胶状态；当pH8.7时，呈棉絮状的胶体物。特别

45、当pH44.5 以后时，注入地层后氢氧化铁将发生明显的堵塞作用，从而降低吸水能力。,铁离子性质,铁离子性质,2.2.3 改善吸水能力的措施,(1)加强注水井日常管理,及时取水样化验分析，发现水质不合格时，应立即采取措施，保证不把不合格的水注入油层；按规定冲洗地面管线、储水设备和洗井，保证地面管线、储水设备和井内清洁；保证平稳注水，减少波动，以免破坏油层结构和防止管壁上的腐蚀物污染水质和堵塞油层。,(2)压裂增注,普通压裂：,分层压裂：,吸水指数低、注水压力高的低渗地层和严重污染地层,油层较厚、层内岩性差异大或多油层层间差异大,(3)酸化增注,解除井底堵塞物；,提高中低渗透层的绝对渗透率,无机物

46、堵塞,有机堵塞物,CaCO3、FeS、Fe(OH)3以及泥质等,盐酸或土酸处理,藻类和细菌,甲醛水溶液、盐酸或土酸处理,酸化解堵增注 酸化解除近井地带堵塞是注水井增注的有效措施。对油层物性好但污染严重注不进水的井，进行酸化措施，解除近井堵塞，可提高井的吸水能力。,砂岩油气层的酸处理,通过酸液溶解砂粒之间的胶结物和部分砂粒，或孔隙中的泥质堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢复、提高井底附近地层的渗透率。,砂岩地层土酸处理原理,影响砂岩反应的因素,一是化学组成，二是表面积,表7-2 典型砂岩矿物的化学组成,氢氟酸与硅酸盐类以及碳酸盐类反应时，其生成物中有气态物质和可溶性物质，也会生成不溶于残酸液的沉淀。

47、,2HF+CaCO3=CaF2+CO2+H2O,16HF+CaAl2Si2O8=CaF2+2AlF3+2SiF4+8H2O,酸液浓度高，CaF2处于溶解状态；酸液浓度低，产生沉淀。,氢氟酸与石英的反应,6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O,氟硅酸(H2SiF6)在水中可解离为H+和SiF62+；后者与Ca2+、Na+、K+、NH4+等离子相结合，生成的CaSiF6、(NH4)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均为不溶物质，会堵塞地层。,砂岩地层土酸处理原理,氢氟酸与砂岩中各种成分的反应速度各不相同。,氢氟酸与碳酸盐的反应速度最快，其次是硅酸盐(粘土)，最慢是石英。盐酸和碳酸

48、盐的反应速度比氢氟酸还要快，因此土酸中的盐酸成分可先把碳酸盐类溶解掉，从而能充分发挥氢氟酸溶蚀粘土和石英成分的作用。,依靠土酸液中的盐酸成分溶蚀碳酸盐类物质，并维持酸液较低的pH值，依靠氢氟酸成分溶蚀泥质成分和部分石英颗粒，从而达到清除井壁的泥饼及地层中的粘土堵塞，恢复和增加近井地带的渗透率的目的。,砂岩地层土酸处理原理,土酸与砂岩反应过程 CaCO3+2HF CaF2+CO2+H2O 16HF+CaAl2Si2O8=CaF2+2AlF3+2SiF4+8H2O 反应快，要求保持酸性环境。6HF+SiO2(二氧化硅)H2SiF6(溶解)+2H2O H2SiF6+2K+K2SiF6+2H+H2Si

49、F6+粘土 Al(不溶)+Si(OH)4(反应慢)隔离地层水，控制施工时间。,土酸酸化解堵过程中渗透率的变化,土酸酸化设计步骤,确信处理井是由于油气层损害造成的低产或低注入量选择适宜的处理液配方确定注入压力或注入排量，以便在低于破裂压力下施工确定处理液量,前置液(预冲洗液）,酸化液,替置液(后冲洗液),避免地层水与HF接触，防止HF与碳酸盐反应生成沉淀，以提高HF的酸化效果。,根据损害半径来确定。,用经验方法确定,将正规处理酸液驱离井筒半径1215倍以外。,根据公式计算。,提高土酸处理效果的方法,影响土酸处理效果的因素：,在高温油气层内由于HF的急剧消耗，导致处理的范围很少；,土酸的高溶解能力

50、可能局部破坏岩石的结构造成出砂；,反应后脱落下来的石英和粘土等颗粒随液流运移，堵塞地层。,提高酸处理效果的方法,就地产生氢氟酸：同时将氟化铵水溶液与有机脂(乙酸甲脂)注入地层，一定时间后有机脂水解生成有机酸(甲酸)，有机酸与氟化铵作用生成氢氟酸。利用粘土矿物的离子交换性质，在粘土颗粒上就地产生氢氟酸(自生土酸)。使用替换酸，如氟硼酸。国外采用互溶剂土酸处理等技术提高酸化效果。,(4)粘土防膨,无机盐类,KCl、NH4Cl,有效期短,无机阳离子聚合物,羧基铁,施工条件要求严，成本高，有效期短,离子型表面活性剂,聚季胺,有效期长，成本较低，施工容易,无机盐和有机物混合的处理剂,2.3 分层注水技术