浅析高压注水井综合治理方法的探讨.pdf

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1、浅析高压注水井综合治理方法的探讨吴清东(中国石油辽河油田分公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦124010)摘要：辽河油田开发区块地下情况复杂，连通性差，注水转驱时间不同等因素，水线推进速度高于纯油层的水线推进速度，因此注水受效后含水上升较快，受效不一，产生高压注水区域，其影响因素也是多方面的。关键词：辽河油田；高压；注水井；综合治理高压注水井形成的原因很多，钻井过程中的油层污染，滤液可能带来的包括粘土水化膨胀、粘土分散运移、水锁、乳化等损害，从而堵塞孔道，降低渗透率。射孔时岩石及部分碎屑被压实，形成厚度为0．64—1．27cm致密的压实带，压实带渗透率为原始渗透率的7-20％。注入水水

2、质污染，一是固体悬浮物堵塞；二是游离油和乳化油滴产生的伤害；三是结垢造成的损害；四是细菌的损害；五是污水对管柱的腐蚀；治理措施采用改善水质、酸化解堵、力振荡解堵、复合解堵等1高压注水井产生的原因分析．1．1地质因素对油田开发效果的影响注水受效关系受沉积相影响，顺主河道方向发育，单向、双向受效井组仍较多。区块注水压力高，注水管柱情况复杂，部分井组注采关系不完善。构造形态是影响油水运移的主控因素。顺应物源方向注水推进速度快，主流线方向水淹严重，个别并压力高。断层滞留作用影响油水运移和水驱方向。根据临界流速计算公式：Qp=(O．0567x2Rw／Ri2)．[】．0259．alp／(o

3、．974．a．Rp+O．8845)]结合岩心速敏试验结果计算合理单井注水量。为避免放大注水量造成油井见水后含水急剧上升的现象发生，采用“多井少注，点弱面强”的注水方式，增加注水井点，减少单井注水量，实施温和注水。1-2原油粘度大小对注水产生的影响水驱油的流度比为驱动液(水)的流度与被驱动液(油)的流度之比值。根据流度比的定义，可表示成：M=Xw／ho=(kw．txo)／(k0．¨w)室内物理模拟研究表明：流度比的大小直接影响着注入水的波及系数，进而影响原油的采收率。1．3平面非均质性对注水的影响油田开发后期，地下形势更加复杂，剩余油分布愈加零散，受构造和沉积相控制，注水后波及不

4、均，断层附近、沉积相侧缘是剩余油相对富集区。通过多点注水、注水井调控可扩大平面波及。1．4纵向上渗透率的差异性对注水的影响辽河油田开发的区块多为多层系，纵向上渗透率差异较大，造成注水量不匀，注入水首先沿着大孔道优势方向驱替，致使优势方向生产井过早水淹。1．5配套开发技术体系的影响通过发展井震联合建模、多学科一体化等油藏描述技术，深化地质研究；通过三次加密调整、过渡带个性调整、油层开发等层系井网调整技术，完善注采系统；通过研究注水结构调整技术、措施选井选层标准、特殊井挖潜技术，改善开发效果；通过完善分层注水、举升工艺、大修工艺，为精细开发提供有效手段，形成特高含水开发期配套技术体

5、系。例如某一个井区砂体主要以席状砂分布，同层、水砂发育，含水上升快，层间和平面上砂体水淹状况呈明显的不均匀性，剩余油分布表现出两个明显特征，即注入水未波及至0的“死油区”和未动用(或动用较差)的部位。单纯依靠现井网注水调整去解决这一矛盾效果差、难度大。因此，挖掘这部分剩余油潜力的主要手段便是通过注采系统调整，变“反九点”为“五点”法注水，使目前无法动用的储量动用起来。2采取的措施2．1地层发育较差位于油藏边部或断层附近，能量无法传导，注水压力上升，统计某区块注水压力大于20MPa的注水井，共有67口井位于油藏边部或断层附近，占66．3％。在考虑连通油井发育条件的情况下，采取压裂

6、增注措施，取得较好效果。2_2注水井有注无采，导致注水压力上升开发后期的区块，平面矛盾严重；存在无效注水井组；注水井孤立井；生产井具有周期性开采的特点，连通水井应采取周期性注水的注水方式，缓解平面矛盾。注水井组内没有生产井，无处泄压，在油井目前没有启机的余地下，注水井应间注关井。2．3注水井孤立井．无意义注水，关井或转提捞，降低开发成本2．4地层发育条件对注水压力的影响由于横向裂缝发育，转为线性注水后，注水井在纵向上泄压困难，造成水井排压力上升较快。2．5加强分析和日常管理分类调整，改善油层动用状况。针对油层组渗流特征差异大的注水井，实施交替注水，针对层段内动用状况差异大的注水

7、井，加强薄差油层注水，实施注水井细分；针对层段间矛盾转化的注水井，实施注水井测调；针对单元间吸水能力差异大的注水井，实施注水井增注措施；针对形成强势渗流通道的注水井，实施浅调剖。在进一步明确单元管理界限、开发面积和地质储量等基本情况的基础上，建立开发指标、动态分析、生产管理为核心的指标评价体系，强化动态管理。4结语4．1以控制产量递减和含水上升速度、恢复地层压力、挖掘剩余油潜力为目的，实施改善注入水质、加大分注力度、细分注水井段、个性措施改造、优化调整水量，从而实现精细高效注水。4．2通过地