油田注水技术及发展方向的研究

李艳艳 白明武 彭海东

延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西吴起 717600

在油田生产实践中，原油产量是评价油田开发水平的重要指标，要使其达到最佳的开发效果，就需要对注水工艺进行全面的优化，以确保注水工作的顺利进行，使各生产指标均能满足设计要求。

1 油藏特征

某研究区长6 储层呈“厚层、块状、超低渗”特征，储层厚度较大（23.6m）、岩性致密（11.3%）、物性较差（0.34mD），复杂的沉积特征导致储层平面及层内非均质性强。研究区以水驱开发为主，水驱储量和产量占比高，纵向非均质性强，笼统注水效果差，由于层内渗透率级差大，笼统注水导致纵向上注水井吸水不均，油井水洗程度差异大，水驱开发矛盾突出。图1 为研究区长6 沉积模式。

图1 研究区长6 沉积模式

开发初期采用笼统注水，剖面上注入水沿高渗小层突进，低渗层储量难以动用。2009 年水驱储量动用程度仅30.6%，油藏自然递减大，整体开发效果差。

2 注水技术管理分析

油田精细分注工作经历了“规模分注、技术完善、持续升级”三个阶段，目前已初步形成了以地质研究、工艺配套、水驱调控三类技术和管理评价方法为主的管理体系。后期将重点抓好分层注水质量提升，智能化管理等工作，到“十四五”末分注率达78%以上，分注合格率达83%以上。表1 为油田注水技术水平分析。

表1 油田注水技术水平分析表

2.1 建立地质研究技术体系

（1）精细单砂体刻画明确水驱动用潜力。通过精细刻画，明确了单砂体4 种空间构型，宽厚比范围为65～133。针对切叠式、对接式单砂体开展补孔分注、提级分注井次，刻画前、刻画后、治理后水驱控制程度92.1%、88.5%、88.9%。

（2）裂缝定量表征指导水线控制。形成了基于压裂参数、缝网监测等刻画方法，开展人工缝网定量刻画，明确了不同开发单元井底注入压力（34.1M～44.5MPa）是动态裂缝开启及多方向的主要因素，为缓解控水与补能矛盾提供依据。利用裂缝定量参数指导开展脉冲注水、限压注水等措施，见效比例逐步提高，见效区自然递减下降幅度小。

（3）深化水驱认识明确水驱改善治理方向。其中三叠系油藏明确了平面上受单砂体控制水驱不均，剖面上非均质性导致剩余油互层式分布。侏罗系油藏明确了储层存在物性夹层及高渗条带，受射孔程度等影响，易造成注水强度偏大，发生注水突进。近三年开展选择性增注、小层调剖等治理措施76 井次，水驱不均比例下降2.6%。三叠系油藏单砂体特征统计见表2。

2.2 建立工艺配套技术体系

（1）攻克精细分注关键技术，主要形成了小套井、小卡距、多级分注关键技术，满足了41/2″套管、最小卡距1.5m、6 层分注需求，但多级分注技术问题是多层分注解封上提负荷大；下一步改进封隔器解封方式，控制起钻载荷＜35t，最高实现6 层分注。小卡距分注技术问题是层内分注卡距≤3m，难以准确座封；下一步开展机械定位和磁定位技术研究，形成小卡距分注技术，实现最小卡距1.5m。

（2）升级常规井下配水工具。为提升分注合格率及测调效率，持续改进配水器及测调仪等分注工具，形成了车载控制读取、电缆信息传输、测调仪数控调节的机电一体化测调技术，测调合格率达100%，分注合格率逐步上提。

（3）试验推广波码通讯分注技术，针对常规测调工作量大、费用高等问题，进行最初的井筒入井、地面改造、PC 端建设等试验，通过持续优化完善，形成了可推广的波码分注技术。同时针对测调时间长、波码传输慢等六项问题进行了优化升级，波码传输效率提升20%，配注调整效率提升80%，形成技术标准，为规模应用提供了保障。图2 为多级分注技术示意图。

图2 多级分注技术

（4）形成分注井不动管柱调剖技术。针对传统调剖作业工序复杂、费用高、作业周期长等问题，攻关形成分注井不动管柱调剖技术，作业成功率达100%。

（5）攻克高密度均相液压井常规作业技术。为有效解决带压检串费用高、常规检串泄压难度大且造成地层能量损失等问题，持续开展高密度均相液压井常规检串试验，为注水井检串提供了新方法。对比带压检串，单井作业成本节约6.5 万元，施工周期缩短5d。通过不断改进、优化、完善，压井检串效率持续提升，初步形成了技术及作业标准。

（6）持续推进分注井井筒专项治理工程。近年来，通过持续强推注水井洗井、检串等工作，井筒环境得到有效改善，三年以上未检串率由46.8%下降至18.6%，普通涂料油管占比由14.5%下降至2.1%。图3 为波码通讯数字式分注技术示意图。

图3 波码通讯数字式分注技术示意图

2.3 建立了水驱调控技术体系

（1）精细分注层级优化提升小层动用。按照深挖老井分注潜力，坚持产建源头分注的原则，近三年开展分注提级、补孔分注等措施，投注井方案分注率达96.0%以上，基本消除了小层注采不对应现象。

（2）小层注水优化调整提升见效比例。理清分注条件下注采关系及动用潜力，形成了四类小层注水优化调整方式，依据注入介质优化测调周期开展小层调整。

（3）创新聚合物微球站点集中注入技术。为满足超低渗油藏深部调驱需求，结合聚合物微球粒径小、分散性好等性能，首次将传统井口注入改为“站点配套、集中注入”方式，形成低成本、快覆盖的调驱新方式，平均单井施工费用降低6.0 万元，实施区自然递减下降5.8%。

（4）分油藏开展调驱新技术试验。在研究区长6 储层致密、隔夹层发育、天然裂缝发育的三叠系油藏试验兼具调堵与驱油双作用的碳基高强调驱。在边底水发育、Ⅰ类接触类型的侏罗系油藏试验兼具注入性与增粘性的粘弹自调控剂调驱，对应井组含水下降1.3%。

（5）推广微生物活化水驱提高水驱采收率，针对超低渗油藏油层平均厚度大，单砂体多期叠置，吸水不均井占比大，剖面矛盾突出，严重制约油藏开发效果。

（6）注水井分层体积压裂扩大水驱波及。针对裂缝复杂区域，通过先封堵再体积压裂技术（2 级暂堵、排量6方/ 分、入地液量600 方），平面上缩小侧向驱替距离，改变优势渗流方向，纵向上缓解层内矛盾。

（7）水平井同井注采实现缝间有效驱替。探索同井同步注采、缝间异步注采、吞吐采油3 类缝间注采试验，实施5 井次，驱替距离由260 缩小至60m。

研究区地质储量采出程度见图4。

图4 研究区地质储量采出程度

2.4 建立了管理评价技术体系

（1）制定完善了研究区超低渗油藏精细分注及评价标准。对分注类型、分层标准等进行规范，制定了《超低渗油藏精细分层注水标准》，设置3 类14 项评价指标，形成了《超低渗油藏精细分层注水效果评价标准》，根据评价情况，明确治理措施。

（2）优化完善分注井管理制度。结合管理制度及标准，优化完善分注井管理制度，明确管理职责、严抓环节管控、严格考核处罚，稳步提升分注井管理水平。

（3）构建水质提升管理机制，重点突出采出水“两沉+两滤”处理工艺升级及一体化处理装置配套，提高采出水水质合格率，做到“既要分得住、更要注得好”。

3 油田注水技术取得的认识

精细单砂体刻画、裂缝定量表征、水驱规律等研究为分层注水提供基础支撑，只有充分认识油藏才能提升精细分注有效性，充分地发挥油藏潜力。精细小层划分、合理分层配注能够保障纵向上注水均匀推进，提升水驱波及体积，且产建源头分注是改善层间非均性提升注水开发效果的最佳时机，现场试验初步表明注水井体积压裂、水平井同井注采等技术可实现缝间驱替建立，改善油藏水驱状况，后期将加大试验规模，对该类技术的适应性、有效性等开展持续攻关。工艺升级是保证分层注水的先决条件，持续工艺革新是分注向层内细分更精细、分注质量更可靠、井下测调更快捷的技术推力和基础保障。

4 油田注水技术发展攻关方向

持续深化油藏基础研究，深入开展单砂体、裂缝发育条件下的开发规律研究，重点开展单砂体二次精细刻画，突出油藏开发中期水驱特征、水驱规律认识，指导提升及改善水驱治理。持续优化精细分注标准，结合精细分层注水技术发展及单砂体动用情况，进一步优化分注标准，实现分注层段组合由小层、层组向复合砂坝、单砂体延伸，达到层内分注再精细、储量动用最大化目的。持续完善波码分注技术，开展波码分注井延长服役时间、远程监控系统、提升分注适应性、小直径波码分注四个方面技术研究，进一步提升技术适应性，满足油藏精细注水要求。持续攻关低成本常规检串技术，重点推广高密度均相液压井常规检串技术，同时持续技术完善及攻关。持续探索智能注水管理模式，以降低人工劳动强度、提升小层配注质量为目的，完善波码分注—新水井工况系统，优化站点恒压—单井恒压-小层恒流技术，实现智能注水管理模式。

5 结语

随着油田技术的发展，油田生产技术的发展也日趋成熟，对油田生产的需求越来越大，对油田生产的要求也越来越高，所以在油田生产中采用科学、高效的技术措施就非常必要。针对低渗透油藏特点，文章中主要对目前我国使用的较为广泛的几种技术进行了分析，这些技术的使用可以在很大程度上促进我国注水技术的发展，最终保证我国低渗透油田注水技术朝着更加成熟的方向迈进，为国内低渗透油田注水开发技术提供相应的技术保障。