周清庄油田注水井欠注原因分析及治理技术对策研究

郑小雄 李少甫（中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津 300000）

周清庄油田位于天津市大港油区境内，开发层系沙三段为中孔-低渗低渗砂岩储层，油藏埋深2970-3230m，平均孔隙度16%，平均空气渗透率1.6×10-3um2。经过十多年的注水开发，大多数水井都出现了由于注水压力升高欠注或停注的问题，欠注或停注井数占到注水井数的60%以上。尽管实施了多次增注措施，但由于对欠注主要原因不清，实施的增注措施有效期较短，效果不理想。因此，本文针对单井开展了水井欠注主控因素分析，找到了水井欠注的主要原因。

1 注水井欠注原因分析

当不安装水嘴注水时，注水压力计算公式【1】：

其中，启动压差又与启动压力梯度和注采井距有关。计算启动压力梯度的公式很多，总体来说有两大类，一类是根据注采压差和注采井距等参数计算获得【2】：

另一类是根据储层渗透率和地层流体粘度计算获得【3】：

根据注水压力计算公式，与之相关的因素主要有储层及流体物性、水质、注采井距、注采压差等。本文正是从这几个方面来开展欠注原因分析并找到主控因素的。

1.1 注采井距

对于低渗油藏而言，注采井距是影响注水效果的重要因素。从ZG1断块注水生产情况来看，注水井Q24-12、Q24-15对应油井都是Q24-8和Q24-14。从储层渗透率来看，Q24-12比Q24-15好；从注水有利方位来看，Q24-12与对应油井注水方位为北东向，属注水有利方位；从注采井距来看，Q24-15与对应油井井距290m，远低于Q24-12对应油井井距的470-760m。但从累计注入情况以及注水难以情况来看，Q24-15比Q24-12注入容易。

经统计分析，本区块其他注采井组也具有此特点。因此，对于周清庄油田而言，注采井距是影响注水能力与注水效果的主控因素。（如表1）

表1 Q24-15和Q24-12井注水情况对比表

1.2 储层物性

统计在注采井距相近且有对应受益油井的9口注水井生产数据，Q24-2等7口井平均渗透率40.37mD，平均累计注入量8.427×104m3,目前均能注入；Q422-1等2口井平均渗透率14.38mD，平均累计注入量4.746×104m3,目前均注不进。可以看出，储层渗透率是影响注水能力的次要因素。

1.3 注采压差

统计7口对应油井受益的注水井平均注采压差为24.97MPa，5口没有受益油井的注水井平均注采压差30.23MPa，注采压差明显升高。针对注入困难水井，实施了增压增注措施。从实施效果来看，有对应受益油井的注水井Q429增压增注情况来看，通过增大注采压差可在一定程度上改善水井注入能力，有效期达130天；反之，无对应受益油井的注水井Q24-12增压后有效期很短，增大注采压差对注入能力的改善作用有限，有效期仅75天。

表2 周清庄油田F2井碳酸钙结垢趋势预测

1.4 注入水水质

1.4.1 水质不达标，悬浮固体含量及颗粒直径均超标会造成污染。

Barkman、Davidson【4】和Abrams等人【5】研究表明悬浮物固相颗粒侵入储层遵循如下规律：①颗粒粒径＞1/3的地层孔喉直径，地层表面形成外滤饼；②1/7地层孔喉直径＜颗粒粒径＜1/3的地层孔直径，可侵入地层产生桥堵，形成内滤饼；③颗粒粒径＜1/7地层孔喉直径，可自由通过地层。而周清庄沙三储层平均喉道半径7-8μm，实际注入污水中悬浮物直径中值3.12μm，固体颗粒可侵入地层产生桥堵，形成内滤饼。

1.4.2 储层中等水敏，储层水敏临界矿化度10000mg/L，但2007年7月之前注清水，后转为处理后的污水，矿化度为9352mg/L，储层仍存在水敏性伤害的潜在可能性。

1.4.3 依据中石油行业标准SY/T0600-2009《油田水结垢趋势预测》的Davis-Stiff饱和指数法和Ryznar稳定指数法的结垢趋势预测结果看：储层存在比较严重的碳酸钙结垢趋势；而且随着注入水温度的提高，结垢趋势增强。（如表2）

综合上述统计对比分析，可以判断出周清庄沙三段每口注水井欠注的主要原因，其中因储层污染井底压力扩散困难造成憋压5口，因注采井距大油水井没有建立有效驱替4口。

2 治理技术对策研究

在明确了水井欠注主要原因的基础上，开展了有针对性的治理技术对策研究。目前针对水井攻欠增注的方法主要有增压增注和降压增注两种手段，增压增注工艺即是采用地面增压泵或提高管线压力来提高井口注水压力，达到提高单井注水量的目的；降压增注工艺则是通过压裂、酸化等改善储层渗流能力的手段来提高单井注水量。在对近几年实施的增注措施效果统计分析的基础上得到以下结果：

2.1 对应油井受益的注水井实施压裂、酸化等降压增注措施效果较好，平均有效期266天。其中酸化解堵措施有效期451天，实施效果好于压裂措施的192天。

2.2 实施地面增压措施后油压平均提高8MPa，但增注后能保持持续注入的时间只有90天，增注效果有限。

结合已实施的增注措施效果分析，针对对应油井受益的欠注水井，攻欠增注措施以单井酸化（解堵）+防膨为主；针对对应油井未受益的欠注水井，应在加密井网缩小注采井距的前提下，再实施酸化（解堵）+防膨的降压增注措施。

3 结语

3.1 根据欠注原因分析结果，ZG1井、Q24-15井是由于储层污染造成欠注，因此有针对性地开展了酸化+防膨的增注措施。ZG1井作业后增注效果明显，配注量由20m3/d调高到30m3/d也基本能完成配注，有效期达320天；Q24-15井作业后10个月内基本能完成配注，增注效果显著。

3.2 本文通过油水井动静态数据统计分析方法，即可判断出水井欠注的主要原因，可有效减少测井和试井等井下测试工作量。通过矿场应用实践，该方法准确性较高。

[1]张琪，万仁溥.采油工程方案设计.北京：石油工业出版社，2002.

[2]王熙华.利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距.断块油气田，第10卷第6期，2003,11.

[3]黄延章.低渗透油层渗流机理.北京：石油工业出版社，1998.

[4]Barkman J H,Davidson D H.Measuring water quality and predicting well mpairment[J].Journal of Petroleum Technology,1972,253:865-873.

[5]Abrams A J.Mud design to minimise rock impairment due to particle invasion[A].SPE5713,1977.