配套注水工艺技术

加强注水工艺技术配套

提高低渗油田开发水平

摘要中原油田是以注水开发为主的老油田，由于中原油田油藏类型多、断块复杂、深层低渗、高压高温、高矿化度等特点，造成注水压力高、水驱动用程度偏低，注水工艺技术要求高、实施难度大、递减幅度大局面。针对低渗、特低渗油藏特点，近几年来从系统入手，综合配套注水技术，依靠工艺技术进步，实现低渗油藏注上水、注够水和注好水，提高低渗油田动用程度和开发水平，初步形成具有中原特色的低渗透油田注水开发技术。

第一作者：孙江成，1966年出生，男，高级工程师，1989年毕业于西南石油学院，现在中原油田分公司采油工程事业部工作，主要从事油田注水和水处理。

地址：河南省濮阳市中原路277号；

邮政编码 457001；

电话（0393）4821391

邮箱：sunjc66@https://www.sodocs.net/doc/d62670097.html,

参考文献

［1］G.鲍尔.威尔海特[美].注水.石油工业出版社，1992：314-373.

［2］李道品，等.低渗透砂岩油藏开发. 石油工业出版社，1997：212-297.

［3］蒋阗，康德泉，等.低渗透油气田开发译文. 石油工业出版社，1992：366-378

[4] 低渗透油田开发技术（全国低渗透油田开发技术座谈会论文选）. 1994：269-278

加强注水工艺配套

提高低渗油田开发水平

孙江成催体江李远兵朱华丽

摘要中原油田是以注水开发为主的老油田，由于中原油田油藏类型多、断块复杂、深层低渗、高压高温、高矿化度等特点，造成注水压力高、水驱动用程度偏低，注水工艺技术要求高、实施难度大、递减幅度大局面。针对低渗、特低渗油藏特点，近几年来从系统入手，综合配套注水技术，依靠工艺技术进步，实现低渗油藏注上水、注够水和注好水，提高低渗油田动用程度和开发水平，初步形成具有中原特色的低渗透油田注水开发技术。

中原油田自1979年投入开发以来，累计开发15个油田，动用含油面积290.9km2，石油地质储量43899×104t，可采储量14248×104t，标定采收率32.46%。

到目前，油水井总数4948口（扣除报废），其中油井3211口，开井2817口，日产液8.118×104 m3，日产油9522t，综合含水88.2%。采油速度0.85%，采出程度25.42%，水驱控制程度77.22%，水驱动用程度54.72%，综合递减12.32%，自然递减24.54%。注水井总数1737口，开井1275口，利用率73.4%，日注10.6×104m3，平均单井注水压力20.4MPa日注83m3。高压注水井占61%，注水单耗10.06Kw·h／m3。

中原油田低渗油藏（渗透率小于或等于50×10-3μm2）单元数88个，地

质储量1.8503×108t，占全油田的42.15%。具有油藏深、渗透率低、孔隙度和孔喉直径小、油层矿化度高、高温高压等特点。油藏埋深大于2500m的低渗储量占动用储量的39.6%。油层平均孔隙度12～20％，平均孔喉直径1～5.4μm。油层温度75-140℃，地层压力18～70 MPa，地层水矿化度7～32×104 mg/l，为C a Cl2型。主要分布在濮城沙三、卫城沙四、桥口、文东、文南、文72沙三中、文88块等油田，其中常压低渗油藏储量9090×104t，占低渗油藏的49.13%；高温高压深层低渗透油藏储量8691×104t，占低渗油藏的46.97%；挥发性低渗油藏储量722×104t，占低渗油藏的3.90%。目前，低渗油藏日产油量5607t，占日总产量的58.8%，日注水量4.75×104m3，占日注水量的42%。

一、低渗透油田注水开发面临的问题

1、低渗透油田要求水质标准高，污水处理工艺难度大

中原油田的注水水源包括三个部分：油井产出水、洗井水和浅层清水。1995年以前油田水处理采用清、污水先分别处理再混合注入的注水工艺。由于产出水“四高一低”特点：矿化度高、CO2.HCO3-含量高、高价金属离子含量高、SRB高、PH值低。产出水腐蚀性强，最高腐蚀速率达到6～7mm/a。清、污水分别处理后再混合导致注水系统地面管网流程和井下油、套管腐蚀结垢严重和大量腐蚀产物沉积，为细菌生长繁殖创造了有利条件并加剧了腐蚀，形成“腐蚀——结垢、结垢——腐蚀”互为因果的恶性循环，最大结垢速率达10mm/a以上，注水水质沿注水管网流程急剧恶化。据检测，清污水混合后1.53～2.02μm的颗粒数比清水增加了18～90倍，比污水增加

10～14倍，造成注水系统腐蚀、结垢严重，注水井下井管柱不到1年就全部堵死。中原油田储量中50～500×10-3μm2的储量占57.8%，10～50×10-3μm2的低渗储量占29.8%，小于10×10-3μm2的特低渗储量占12.4% 。由于低渗、小孔隙、小孔径等地质特点，要求注水水质达到SY/T5329-1994提供的渗透率小于100×10-3μm2低渗油藏A级注水水质标准，即A3或接近A2水质标准。而受1995年以前的水处理工艺技术条件限制，处理后的水悬浮固体含量一般大于5.0mg/L，含油量达到10.0mg/L以上，特别是硫酸盐还原菌达到104个/mL以上，水井环空水乌黑发臭，地层堵塞严重。如文南低渗透油藏1995年以前的水质达标率仅42%左右，注水井50%在注到排液量情况下就注不进，更谈不上搞分注等措施，造成水驱动用程度30%左右，无法实现有效注水开发。

表1 注水水质主要控制指标（SY/T5329-1994）

2、低渗透油田注水压力高，注水困难，欠注严重

为了提高低渗油藏的开发水平，中原油田于八十年代中期开展了“三年科技攻关会战”，通过开展钻井技术攻关和油层保护技术攻关，引进大型水力压裂技术，开展低渗油藏注水开发先导试验区等，使异常高温高压的

文南、文东及常压的濮城沙三、卫城沙四、桥口等低渗油藏逐步投入开发。但低渗油藏的注水开发表现出注水压力异常高，注入困难，部分低渗单元受当时工艺限制注不上水问题比较突出问题。1995年以后，加强了水质治理，见到显著效果，但到2000年底，全油田共有注水井1624口，开井率仅67.4%。其中，大于18MPa注水井870口，占65%，而注水压力大于25MPa 的注水井已经达到482口。注水井配注完成率78.6%，其中，欠注井235口，欠注率21.4%。这些欠注井主要分布在文13块、文203块、文110块、文115块、卫79块、卫10块、卫81块、卫42块、卫43块、文33块、文95块、文79南、文72块、文82块等低渗油藏上。由于现有的注水设备、管网提供的注水压力条件无法有效启动二、三类低渗油层。分析235口井欠注原因：物性差占40.0%，油层污染占28.9%，油水井连通性差占

20%，结垢或污染占6.7%；注不进占4.4%。由于低渗油藏注不够水，地层亏空严重，水驱动用程度仅39.4%，自然递减29.2%，高出油田平均水平4.66个百分点。

3、低渗透油田注水工艺技术配套难度大，系统投资成本高，效率低

油田开发初期，注水开发按照常规油田进行布井、完井和井网完善。

由于井距偏大、渗透性低，无形中造成注水开发中注水压力增高。随着低渗油藏逐步开发，受当时酸化、压裂增注技术限制，低渗油藏改造增注后有效期短，经济效益差，低渗油藏注水主要靠高压增注措施；分注工艺由于井下工具不能满足高温高压下的注水条件，分注管柱频繁地失效换封，分注井和分注率急剧下降；与此同期，由于水质不过关，高压注水井损坏也较严重，低渗油藏注水开发非常有限。

此外，随着低渗油田的逐步开发，注水系统压力逐步升高。据统计，注水压力由1985年的14.88 MPa逐步上升为2000年的20.4 MPa。原有的离心泵一级布站、干压控制在18.0MPa的注水方式已经无法满足油田开发需要。为满足低渗油田开发需要，解决因注水压力不断升高，高压注水设备和注水设施已经达到设计压力满负荷问题，1986年开展了二级增压建站试验，并于1990年全面推广。目前，中原油田增注站达到97座，安装高压增压泵811台，在每座增压泵站内设置了三套压力系统，离心泵系统18 MPa，高压系统为25.0MPa和35.0MPa两个系统，同时对注水管网进行压力升级，注水管网由φ180×16mm提高到φ180×22mm，单井管线由φ89mm×10mm提高到φ89mm×14～16mm，同时提高管线材质，管线材质由20#钢改为16Mn合金钢。由于大量的增注站和高压增压泵建设，增大了低渗油藏注水系统投资，使生产成本增加近30～50%以上，同时使管理难度增大，注水单耗高达到10.06Kw·h／m3，比胜利、南阳等油田高出1倍，系统效率低，仅有46.9%。

4、低渗油藏水驱动用程度低，自然递减大

目前开发的88个低渗油藏单元，水驱控制程度64.4%，水驱动用程度仅

39.3%，采油速度0.96%,综合含水81.68%，自然递减29.2%。水驱动用程度低出油田平均水平12个百分点，自然递减高出油田平均水平4.66个百分点。整体呈现出水驱动用程度低、自然递减大、油藏亏空严重的开发特点。如以文东盐间、文南为代表的典型异常高压低渗油藏，地质储量7524×104t，水驱动用程度仅为27.7%，平均注水压力32Mpa，整体注水开发效果差，标定采收率仅为24.77%，采出程度只有16.83%，综合含水68.28%。由于注水压力高，注水困难，造成油藏亏空严重，产量递减达32.39%以上，年采油速度仅为0.9%。

针对低渗透油藏注水开发中存在的问题，“九五”以来加强了低渗透油藏注水工艺技术攻关.我们的工作思路是：首先解决注水水质达标问题，确保低渗油藏能注上好的水;其次是开展增压注水，实现低渗透油藏注上水；三是积极开展降压注水，针对注水压力高的原因，工艺上开展各种形式的化学降压增注和压裂增注，地质上小井距注水开发试验，提高其渗流能力,实现降压注水；四是针对低渗油藏层间动用状况差的问题，配套研究低渗油藏分注技术提高低渗透油藏层间动用程度，五是针对低渗透油藏层内水驱波及状况差问题，开展有针对性的深部调剖和调驱，提高层内动用程度。经过近几年科技攻关和工艺技术的完善，目前低渗透油田注水工艺技术取得长足发展，并取得较好的经济效益。

二、配套注水工艺技术,提高低渗透油田开发水平

（一）系统治理注水水质，满足低渗透油藏注水开发需要

1、清污水先混合后处理技术和水质改性工艺技术的应用

针对中原油田产出水腐蚀性强，清污水先分别处理再混合注入导致注水水质恶化，油田注水地面管网及井筒腐蚀、结垢、堵塞地层等问题，提出了清水与污水先混合、后处理达标的思路，即“让两种不同性质的水源提前混合、反应，将地下的矛盾提前到地面解决，将系统中的矛盾提前到站内解决”。

为了提高水质达标率，满足低渗油藏注水需要，近年来在应用水质改性工艺技术的基础上，清污先混合后处理,提高污水的pH值,调整污水离子构成，实现除油、除铁、除机杂、防腐、防垢等目的。通过逐步完善配套污水处理自动化控制技术，加药混合技术，逆向流沉降技术多级精细过滤技术，并对污水处理系统工艺流程的全面改造和加药配方的不断优化，现已形成了一套以“多级除油——混合杀菌——高效加药沉降——加压过滤——稳定外输”为主线的水处理工艺流程，形成了水质改性水处理技术、除铁降泥水处理技术、二氧化氯水处理技术、高效复合絮凝水处理技术，确保了处理后的水质达标率提高和水质达到低渗油藏注水标准，并解决了困扰油田多年的注水系统腐蚀难题。污水处理工艺流程

1994年以来污水站出站水质主要指标表

水质治理前后滤膜系数及悬浮物变化

2、注水管网的复合清洗技术的应用

为了减少水质沿程二次污染问题，提高井口水质达标率，在站内水质达标的基础上，结合中原油田注水管线垢物含硫化物高的特点，为保证安全施工研制了抑制硫化氢化学清洗管线技术，硫化氢抑制率大于95%；针对化学清洗过程中存在管线清垢不彻底问题，研究应用了“物理清洗+化学清洗”复合清洗方式，除垢率大于95%。即先对注水干支线的主要部分分

污水处理工艺流程

0510152025303540

段通球进行机械清洗，清除80%以上的硬垢，然后全线实施化学清洗。2000年以来，中原油田对注水干线实施了全面清洗，管线清洗以后，达到干线端点水质的平均滤摸系数下降率控制在出站20%以内，总铁平均增加率控制在出站30%以内。

3、精细过滤技术的引进和推广

针对低渗油田注水水质要求标准高情况，在1990年从美国瑟克贝瑟公司引进低压精细过滤装置基础上消化吸收精细过滤技术，改进国产低压污水处理过滤设备，提高了过滤精度，并将滤后水的悬浮物颗粒粒径控制在2μm以内。为减少滤后净化水沿流程二次污染，在注水井口安装高压井细过滤器进行试验，取得较好效果。

高压注水井精细过滤设备，主要选用QL5-25/35J和QL10-25J型注水井口专用过滤器，为纤维球滤料系列，额定流量5-10m3/h、额定压力25-35MPa，过滤精度为1.5μm，即可以除去水中颗粒直径大于1.5μm的杂质，过滤压差≤1 Mpa。在工作中，水流经滤芯时，滤芯中的细微纤维将水流中的悬浮物颗粒拦截，净化水从滤芯中心管流出，滤芯污染后，可拆下来清洗，再组装继续使用。先后对文72沙三中、文82块、文88块、卫42块的43口井进行了精细过滤，并实现6座站整体过滤，经现场水质监测，经过精细过滤器过滤，注入水滤膜系数指标上升44%，机杂指标下降50%，三价铁指标下降63%，总铁指标下降30%。如文88-7井采取了井口精细过滤和酸浸地层、单体泵增注等复合措施，日注水量由25m3增加至50m3，累增水量10000m3，有效期达到1年以上，目前继续有效。

通过注水水质系统治理，井口水质达标率由2000年的48%提高到目前

的80%。滤后腐蚀速率由1995年的0.99mm/a下降到0.0398mm/a，下降96%。注水泵进口腐蚀速率由0.57mm/a下降到0.0393mm/a,下降93.1%。穿孔次数由4345次下降到目前的1555次，下降了2.8倍。实现了水质达标、控制了系统腐蚀，井况损坏速度下降，地层堵塞减少，水井检管周期延长至1.5～3年左右，为分注措施提供了良好的水质条件，并延长了各种措施有效期。如文东、文南异常高压油田，在水质达标基础上油藏整体降压增注后，油藏注水压力整体下降，配注合格率由52%提高到目前的84%，提高了32个百分点，油藏水驱开发效果变好，产生的经济效益巨大。

（二）开展高压增注、提压注水，实现低渗透油藏注上水

鉴于低渗油田注水水质已经无潜力可挖，为实现低渗油藏注上水的目的，动用低渗难动用储量、提高采油速度低、控制递减，研究了特高压注水工艺技术。首先以增压站为单元进行单站系统提压，将井口注水压力提高到接近于地层破裂压力40.0MPa以内。使地层产生微裂缝，从而提高地层渗透率，将水注到油层，实现补充地层能量、增加水驱动用储量、提高采油速度和最终采收率的目的。为此中原油田进行了大胆的尝试，开展了特高压注水方式及选井原则、套管保护技术、特高压注水地面工程配套技术、特高压注水井的放压作业问题、特高压注水井管柱设计、特高压注水井的监测技术研究配套，制定了特高压安全注水操作规程、设计规范等，形成了系列特高压安全注水工艺技术，确保了特高压条件下注水工作的安全生产。三年来推广应用120口井，注水压力由32MPa上升为38.5MPa，日增注水量7238m3，累计增注88×104m3，增油3.5×104t，增加水驱控制储量194×104t，取得了显著的经济效益。

（三）开展各种形式的降压注水，实现低渗透油藏注够水

1、化学降压增注技术

针对深层低渗油藏，注水压力高的问题，为实现注上水的目的，近年来加大了注水井化学降压增注技术应用力度。主要研究应用了层内生气复合降压增注工艺、缩膨降压增注工艺、深穿透缓速酸、多元复合酸降压增注技术等，化学降压增注工艺技术对于降低注水压力，减缓井况恶化，注上水、注够水，提高水驱动用程度，起到了重要作用。2000年以来，累计实施降压增注措施1284井次，累计增注541×104m3，增加水驱动用储量376 44

×

针对低渗、剩余油饱和度高的油藏，积极开展层内生气复合降压增注工艺技术。利用生成的CO2气体疏通渗流通道，提高驱替效果，达到降压增注的目的。2002年以来，累计实施层内生气降压增注51井次，工艺成功率100%，措施有效率90%，平均压降6.1MPa，平均增注3522m3，累计增注15×104m3，累计增油2.9×104t，投入产出比1：4.82。

如徐14块三个井组实施层内生气降压驱油技术，累计注入处理剂560m3，平均注水压力由33.8MPa下降到20.8MPa，区块日注水量由83m3上

升到260m3，平均单井日注水量由27m3上升到87m3，措施实施后使区块日产油量逐步上升，最高日产油量达到42.8t，目前日产油量仍保持在25t，取得较好效果。

（2）缩膨降压增注技术

针对低渗油藏中储层粘土矿物含量高，水敏易膨胀、运移堵塞，开发出缩膨降压增注技术，它不仅有效抑制粘土膨胀，稳定粘土颗粒，阻止粘土分散运移，而能使已膨胀的粘土所吸附的水分子脱离，收缩粘土膨胀体积，恢复被堵塞的地层孔隙，从而达到降压增注的目的。2002年以来在文东、卫城、胡状等油田实施缩膨降压增注73井次，有效率93.9%，平均单井注水压力下降6.0MPa，平均单井增注3271m3，对应油井增油1738.4t，取得了较好的缩膨降压增注效果。

如文72-153井：该井压降资料显示存在地层污染，有较好的增注潜力，实施降压增注措施。措施前注水压力42MPa，日注42m3/d，措施后注水压力11MPa，日注104m3/d，压降31MPa，日增注62m3/d，年累增水量20113m3，且继续有效。

（3）多元复合酸降压增注工艺技术

针对低渗油藏多种原因堵塞问题，研究了多元复合酸降压增注工艺技术。主要依靠HCl、磷酸等溶蚀灰质组分、铁化合物的堵塞物；依靠HF组分溶蚀硅质、泥质类的堵塞物；依靠体系中的添加剂，实现渗透、增溶、防乳、清除残余油及有机沉淀物；并利用酸液中的中强无机酸和有机酸逐级电离的特点，实现延长酸液与灰质组分的反应时间，达到深穿透，深部解堵。该工艺在卫城、文南、濮城低渗等油藏共实施167井次，工艺成功率

100%，有效率92%，平均单井注水压力降低5.3MPa，平均单井累计增注3696m3，累计增注15.5×104m3，平均有效期148天。

（4）强氧化降压增注技术

针对有机物、细菌和硫化亚铁等低渗油藏的堵塞，研制了强氧化降压增注技术，以强氧化剂、热力催化剂为主，添加活性剂、稳定剂、缓蚀剂等复配而成。不但可以解除碳酸盐、粘土矿物的堵塞，还可以有效去除聚合物、细菌和硫化亚铁的堵塞，从而取得更好的增注效果。该工艺在桥口、濮城等油田实施35井次，平均单井注水压力下降6MPa，平均单井日注水量由26m3增加到47m3，提高了21m3，单井平均增注水量1919m3。

（5）深穿透缓速酸降压增注工艺技术

深穿透缓速酸主要由低碳有机酸、SYD砂岩缓速酸、防乳化抗酸渣剂、石蜡分散剂、防澎剂组成。由于低碳有机酸是弱酸，在体系中逐级电离，与无机强酸相比，其与地层矿物的反应速度能降低65-80%，因此能增大酸液处理深度，同时电离后的酸根能络合多价成垢离子；SYD砂岩缓速酸处理地层的硅质组份，SYD砂岩油层处理剂为含氟络合物，在水中仅能解离出微弱的活性HF，在85℃时，其在水中的解离度仅为8.5%。当其与地层接触时，溶液中活性HF被反应消耗，系统平衡体系被破坏，体系不断解离出新的HF，直至消耗殆尽，其反应速度为常规土酸的1/10，另外SYD 水解释放HF后的成分为一种硅沉积阻止剂，可将反应产物保留在溶液中；复合活性添加剂解除有机物堵塞，防乳化，抗酸渣。近年来在采油文东、濮城沙三、文南等共施工了126口井，见到了好的效果，平均注水压力下降了4.3MPa，从施工前的33.3MPa下降到施工后的29MPa，平均单井日注

水量从35.4m3上升到70.5m3，增加了35.1m3，累计增注38.8×104m3。

如Q85-11选用不动管柱深穿透低伤害酸化施工，施工层位：S3下1，2507.9-2561.4，10.5米/4层，用缓速深部酸25m3,措施前在32MPa下日注5m3，目前在油压24Mpa下日注70m3，累计增注4994m3。

2、压裂降压增注技术

近几年来，中原油田共实施注水井压裂增注38口井，其中污水不加砂压裂7口，污水加石英砂3口（砂比<10%），活性水加石英砂9口（砂比<10%），压裂液加砂19口（砂比20～27%）；96年9月份以前，压裂增注28口井，有19口是污水、活性水压裂，占67.9%，由于砂量小，砂比低，支撑裂缝窄，导流能力较低，导致了有效期较短。从1997年开始，水井压裂规模有所提高（>10m3），砂比20～27%，压后初期效果明显，但注水压力下降幅度较小，没有达到预期目标，为此开展了注水井短、宽裂缝压裂工艺技术研究。主要技术为：注水井压前预处理技术：采用除垢剂或专用注水井预前置液进行处理，有效清除井筒及近井地带结垢或污染，降低地层伤害。分段破胶、快速排液技术：在保证施工成功的前提下，在前置液中加入滤饼处理剂和破胶剂，施工中采取大排量、大沙比、端部快速脱沙，压后1～2h破胶快速返排。泡沫助排工艺：在顶替液中加入高效表面活性剂，有助于快排液、排好液。通过优化设计和控制泵注排量、30%左右砂比，实现压裂后裂缝长度控制在60～80m，较一般压裂短1/3左右；裂缝宽度控制在4～6mm，较一般压裂增大1倍左右；裂缝高度控制为目的层的50%左右。

自2000年以来共实施注水井短、宽裂缝压裂工艺16井次，有13口井

恢复注水，日注水量由278m3/d上升到1027m3/d，平均注入压力由34.1MPa 下降到27.9MPa，有效地降低了注入压力，注水量得到大幅度提高，已累计注水59958m3，平均有效期228天。

3、小井距注水先导试验

针对深层低渗油藏、高温高压、注水压力高、注水困难等特点，为了探索经济有效提高异常高压低渗油田开发水平的路子，开展了小井距注水开发研究和先导试验。采用B·H谢尔卡乔夫推导公式和经济极限单井产油量公式，得如下图。

1998年在文33沙三上低渗透油藏开展了小井距注水开发先导试验，井距由350-400m，缩短到190m，单井注水压力由35.5MPa注不进变为35.5MPa日注50m3，见到较好的效果。采油速度由原来的0.3%增加到目前的2.8%。

为使文南深层异常高压低渗油藏都能有效地进行注水开发，将小井距注水成果又运用到文269块。文269块油藏埋深为3100-3500m，孔隙度为15.7%，渗透率15.5×10-3μm2，属低渗异常高压油藏。1998年对文269-10井进行试注，35.5MPa时注不进，2002年利用老井关停把井距缩短到180m，配套了单泵提压、精细过滤、地层预处理等技术，注水压力提高到40MPa，该井日注水量达到了90m3，目前已累计注水14603m 3。对应两口油井压裂引效，日增液62.2t，增油14.3t，累增油5298t，为特低渗油藏注水开发进行了有意探索。

（四）加强分注工艺技术研究,适应低渗透油藏开发需要

在水质达标和低渗透油田注上水的基础上，依据中原油田高温、高压、高矿化度、井深等油藏特点，加强了分注工艺技术攻关研究，研究出耐高温、高压封隔器，形成油套高压分注管柱、双向卡瓦锚高压管柱、伸缩蠕动补偿锚定管柱等，配套完善了高压分注工具和测试工艺，开展了分注技术集成，适应高压分注和细分层注水开发需要。到

分注井数达到810口，分注率提高到50.5%。

来累计新分注844口井，其中注水压力大于

注井187口，取得较好的分注效果。

需要高压注水套管保护的井。组成：

封隔器+撞击式导流器+单向阀。技术指标：35MPa、Y341封与偏配管柱

130℃、Φ112mm、114mm。目前已在80口井上应用。

油套分注管柱：主要针对高压低渗油藏分注需要。该技术将井下配水改为井口配水，与其它分注工艺技术相比，具有满足频繁停注、减少井筒测试调配特点。分注管柱由水力锚、Y241高压封隔器、滑套及坐封球座组成。技术指标：35MPa、130℃、Φ112mm、114mm。该管柱在210口井上应用，效果良好。如文南油田在注水井口水质稳定达标和光油管注水井油套合注方式成功应用的基础上，摸索注水井油套分注工艺，目前注水井分注率超过了50%，层段合格率达到84.7%。

一级两段长效分注管柱：由水力锚+特型Y221封隔器与配水芯体一体组合形式组成。管柱实现了一级两段注水管柱的最简配置，两级配水集中在一个配水芯子上，取消了普通的配水器，变两次投捞调配两层为一次投捞调配两层，减少了调配打捞的工作量。整体管柱没有洗井阀，却能够实现反洗井的功能，消除普通反洗阀易刺漏失效的弊端，大大延长管柱的使用寿命，目前已在20口井上应用。

补偿管柱和钢性锚定管柱：适用于高压低渗油藏,细分注水，为单向卡瓦支撑，与水力锚结合使用，有效抵消了下部水压高时对封隔器产生的上顶力，消除了管柱蠕动，管柱承压能力大于35MPa。解决管柱蠕动问题,延长分注有效期。目前已在76口井上应用，最大下入深度3283米，平均下入深度2905.6米，根据注水井下封后情况看，平均单井油压和套压与措施初期相比，均上升了4.3MPa，效果良好。此外，为了解决出砂和轻微套变井分注难题，出砂井配套下放解封分注管柱，轻微套变井配套φ110、φ105mm分注管柱，共推广应用Y341型和Y221型小直径分注工艺23井次，

工艺成功率95.7%，效果良好。

如XP2-86采用两级三段分注，剖面改善明显，增加吸水小层7个，对应油井日增油6.2t，含水下降5个百分点。该区块仅老注水井分注后对应油井17口见效6口，日增油13t，累积见效增油0.13万吨。

据多层水驱油试验，当渗透率级差为10.9倍时, 低渗层启动压差为高渗层的1.5倍，当渗透率级差为22.7倍时，低渗层启动压差为高渗层5倍。为提高分注效果，近年来采用了工艺技术集成。分注前首先进行分层启动压力测试，依据测试结果对低渗层采取解堵增注，对高渗层采取调剖封堵，再选择配套管柱进行分注。目前采用技术集成分注38口井分注效果明显提高。同时,为检验分注效果,近年来加强了高压分层测试工艺技术研究：研制耐压60MPa防喷管；研制耐80MPa、130℃的压力计、超声波流量计；研究测试方法和解释方法。通过上述研究，有效地解决了高压分层测试问题，目前已应用38井次，最高测试压力达到38MPa。

（五）发展调剖、调驱技术，改善低渗透油藏层间、层内动用状况

1、调剖技术

针对低渗透非均质油藏，研究配套了近解远调、堵酸结合的集成调剖技术，缔合聚合物调剖技术和投球调剖技术，封堵强吸水层，最大程度改善吸水剖面，启动II、III类油层，实现层间接替。

①近解远调，调酸结合技术

硅酸钠-盐酸近解远调体系：该体系具有近井增注、远井调剖的作用。该工艺技术能够在注水压力变化不大的情况下，增加有效注水，提高注入水波及系数，从而有效改善油藏水驱开发效果，提高油藏最终采收率。

先堵--后酸改善剖面工艺技术：该项技术采用高强度树脂为主剂、延缓剂、PH 调节剂、无机填料等复合添加剂复配而成，在氢离子的作用和地层条件下生成热固型树脂。在有效地封堵强吸水层的同时，可对低渗污染层实施酸化解堵，发挥接替层的生产潜力。

2000年以来共实施近解远调、堵酸结合调剖技术施工269口井次，平均单井剂量361m 3，平均处理半径4.5m ，调剖后对应油井见效率64%，平均 井组增油280t 以上，增油3.6×104t ，降水46.2×104m 3。

如文203－8井，该井应用先堵--后酸调剖技术对S3中7的9m/2层进行了调剖，措施后S3中7的相对吸水量由100%下降至35.55%，下降了近65个百分点；同时有效地启动了S3中8-10的吸水，共启动新层19.8m/11层，相对吸水由0增加到64.45%

② 缔合聚合物调剖技术

缔合聚合物调剖技术是通过在缔合物溶液中加入交联剂，使物理缔合与化学交联相结合，形成三维立体网状结构，从而使体系具有更好的增粘、耐温、耐盐、耐剪切等特性。试验表明，其耐温达120℃、耐盐(10—16)

×

措施前 措施后

203-8井吸水剖面对比图

油田注水工艺技术

油田注水工艺技术 注水是提高油田开发水平，保持油藏能量的主要手段，是保持油田稳产的主要措施。本部分收集汇编了注水名词、分层配注、分层测试、注水水质、注水井洗井、水质化验、计量仪表及注水井管理等七方面内容。通过本部分的学习，可使采油工了解注水的目的及作用，掌握注水的全过程，懂得注水工艺和有关注水设备的性能，学会日常生产操作以及常见事故的预防、判断和处理，并能充分利用注采关系，进行油水井动态分析，提高幽静挖潜措施。 注水井名词 1 什么是注水井？ 答：用来向油层内注水的井叫注水井。 2 什么是水源？ 答：在注水过程中，要用大量的水。因此，常用河水、湖水、海水、地下水及含油污水作为注入水的来源，简称水源。 3 什么是谁的净化？ 答：将地面水或地层水在注入油层以前，必须进行处理，使其符合注入水标准，这种处理水的措施叫水的进化。 4 什么是注水站？ 答：为了将水源的水或经过水质处理后的水加压外输，以满足注水的压力要求，必须有一套设备，安装这些设备的地方叫注水站。 5 什么是配水间？ 答：控制和调节各注水井注水量的操作间叫配水间。配水间分为多井配水间和单井配水间。多井配水间可控制和调节两口井以上的注水量；单井配水间只控制和调节一口井的注水量。6 配水间的设备主要有哪些？ 答：分水器、流量计及辅助设备。 7 分水器有哪几部分组成？ 答：由总闸门、汇集管、孔板法兰、上流阀门、下流阀门和泵压表组成。 8 有一cyb-150型注水井口，150表示什么？ 答：表示井口的工作压力是15个兆帕。 Cyb-150井口的实验压力为工作压力的2倍即为30兆帕。 9 什么是试注？ 答：新井投注或油井转注的实验与工程叫试注。 10什么是转注？ 答:注水井通过排液和洗井达到井筒清洁并水质合格时，开始转入注水叫转注。 11什么是正注？ 答:从油管往井内注水叫正注。 12什么叫反注？ 答:从套管往井内注水叫反注。 13什么叫合注？ 答:从油管和套管同时往井内注水叫合注。 14什么叫笼统注水？ 答：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。 15什么是分层注水？ 答：在注水井上对包不同性质的油层区别对待，应用封隔器、配水器为主组成的分

油田注水开发工艺技术研究

油田注水开发工艺技术研究 发表时间：2019-02-13T17:08:18.657Z 来源：《知识-力量》2019年4月下作者：徐杰[导读] 油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。 （中石化节能环保工程科技有限公司，湖北省武汉市 430000） 摘要：油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。 关键词：油田；注水；开发；技术 一、油田注水工艺技术概述 基于有效的处理油田开发的矛盾问题，可以采取注水开发与人为补充能量的措施，增加油井的产能，从而实现油田开发的目标。大量的油田在采取注水开发的措施后，均增加了油田的产量。然而在注水开发时间不断增加的情况下，还应该对注水量进行有效的控制，以此来避免高渗透层较早的见水。使得油井的含水率得到合理的控制，防止出现高含水，造成油田生产动能损耗的情况。 注水是稳定油层压力的举措，能够带来油田开发的良好效果，给油层补充产能。注水方式包括把水井当作油层的注水体系，也即笼统注水，还能够进行分层定量注水，实现分层开发的效果。笼统注水的管柱架构较为单一，包括油管与喇叭口等，无法实现分层与全井注水的目标。分层注水的工艺技术措施，是利用封隔器和配水器，将井下的油层部位分成若干个层位实施分层注水。 二、当前油田开发中的问题阐述 现阶段油田开发存在一系列的问题，具体如下：在油田开发的最后阶段渐渐出现油田注水补能的问题，此外油田注水管道由于长时间的施工而出现腐蚀现象，大量的油井注水变得越发困难，并且大量的油井因为机械杂质的影响而出现了分柱级别减小的现象，其在很大程度上给油田的注水开发工艺带来了不良的影响。通过开展长时间的注水施工，出现了油田的注采工艺矛盾，造成油田井网系统遭到破坏，在开发中储能效果变差，其是因为油管堵塞而开放底层的渗透性降低而造成所开发油井效果变差。由于开发油层间的非均匀特点的影响，而造成油井的水淹差异性增大，以此导致油井开发的动性水平变低。 三、注水开发工艺技术的研究 基于提高油田的采油效率，应该对油田的注水工艺和油田注水的技术措施进行全面的改进，以此来达到已开发油田的二次采油目标。另外，还应该大规模的提高油田单井的高压注水效果，达到油井分层的管理目标，以此才可以有效的满足油层的科学分配要求，满足相关的规范性要求。与此同时，还应该促进对油井堵塞问题的处理，以此来增加油田的经济效益。 （一）采取多脉冲加载压裂的措施来改进油田注水开发工艺 采取这一技术能够促进油田注水井的压力降低，对井内加注灌水，能够大大的减小底层的破裂压力，以此实现对地层的破裂态势有着合理的控制。其在深石油井的开发与作业上有着非常大的优势。这一技术能够为石油井的酸化压缩带来良好的地层条件。由于多脉冲加载压裂技术的使用，使得地层的压裂作用时间得到大大的延长，此外，还使得油层的能产生很多不受地层限制和约束的裂痕，进而延长了裂痕体系，大幅度的增强了地层的渗透导流的能力。这一技术有着非常高的施工效率，能够让已经开发完成的油井发挥出非常好的增产作用。 （二）采取化学调驱技术来改进油田注水开发工艺 基于让油田的吸水剖面得到有效的调节，且进一步提高油田在含水期的油层开发水平，让石油的产量处于递减的水平中，增强石油的综合采收水平。在油层注水的过程中，其中被注入的水通常是顺着高渗透层开裂的走向来窜进，而造成油井不同层面的受力不均衡。而小剂量的化学调驱的封堵半径比较小，使得后期所注入的水绕过了封堵的屏障，进而大大的缩短了石油开采的工期。 （三）采取压裂解堵手段来完善油田注水开发工艺 这一技术能够促进油层的整改与增产。在油层酸化效果不明显的地方展开压力增注的实验研究，能够采取这一技术的主药剂反应，在高温高压气体的作用下，促使油层出现裂痕。这一技术能够促进不同堵塞井的完善，同时还可以觉得堵塞井的欠注问题以及注水不成功等问题，在实践的应用中起到了良好的采收效果。 （四）采取堵水配套性工艺来完善油田注水开发工艺 现阶段，在石油的开发中已出现了围绕具备隔层条件的高含水井展开的注水开发工艺，其能够有效的处理采油堵水问题，该项工艺包括一次性管柱和机械化寻找管柱等工艺。这一系列技术能够促进那部分高含水层等有效的实现机械封堵，还能够对油层高含水层中的液体产量实现合理贷款通知，促进油层低含水量与液体量得到进一步的提高。实践证明通过堵水配套工艺技术来改善油田注水开发工艺不单单可以降低含水量，还可以使得油层的采油量大大增强。 （五）采取强化注水技术来完善油田注水开发工艺 这一项技术能够制定科学合理的压力驱动系统来对注水强度与注水比进行合理的分析，以此得到地层与注水间的联系，进一步促进油田注水开发技术的发展和完善。 结语 综上所述，油田的注水开发工艺技术可以有效地提高油井的出油量，保证油田开采的顺利进行，因此要不断创新油田的开发技术，通过科学合理有效的新技术、新工艺来为油田开发保驾护航。 参考文献 [1]胡佳杰,马福昊.浅谈油田注水开发方面后期提高采油率的有效方法[J].化工管理, 2013(12):86-86. [2]侯春华,陈武,赵小军.油田注水开发经济评价方法研究[J].西南石油大学学报（社会科学版）,2014, 16(2):1-6. [3]李广斌,赵玲甫.适应油田开发后期的油田注水模式研究[J].化工设计通讯,2017, 43(11)

油田注水工艺技术指标

油田注水工艺技术指标 一、油田注水工艺技术指标 1、配注合格率 配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。 ①单井月平均注水量不超过配注量的5％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。 ②月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 2、分层配注合格率 分层配注合格率是指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。 ①分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。 ②分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 3、注水系统单耗 注水系统单耗是指每向地层注入一方水的耗电量。 4、注水系统效率 注水系统效率是指注水系统电机效率、注水泵运行效率与注水管网平均运行效率之积。 二、注水井分层注水工艺 1、油套分注工艺技术 优点：操作简单、施工容易 缺点： 一是只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不易判断； 二是如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻，必须动管柱洗井； 三是由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对套管的损伤大。 2、双管分注工艺技术 优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。 缺点：一是只能分两个层段注水,如果超过了两个层段,则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理,井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来,容易造成脏物堵塞油层,对于结垢严重者,易发生井内工具及管柱被卡,造成大的事故。 3、单管封隔器、配水器多层段注水 优点：可以实施两级或三级以上分注、可以定期洗井、可以任意调配更换水咀、封隔器密封好、管窜设计合理，管理方便。 缺点：调配前必须洗井，必须使用专门的调配工具，且调配工作量大，为防止水井结垢必须定期洗井，生产管理难度大。 封隔器 材质要求：中心管35CrMn、洗井阀13Cr、接头40Cr。 制作工艺要求：采取热处理调质、镀铬、镍锌复合镀。 封隔器施工方式 坐封：打开套管闸门,从油管内憋压额定坐封压力（内外压差15MPa），封隔器即可坐封，此时，由于封隔器的自锁结构作用，放压后，封隔器不能自动解封。 洗井：油套环空进液，经封隔器洗井通道，至油管鞋单流阀从油管内通道返出地面,完成反循环洗井。 解封：作业时，卸去井口，缓慢上提油管柱约半米，正转油管12～15圈，封隔器即可解封

延长油田注水开发方案编制技术要求

延长油田注水开发方案编制技术要求 （暂行） 根据SY/T5842-93、SY/T6105-94、延长油田《勘探工作手册》、SY ／T 5336、SY／T 5387-2000、SY／T 5355、SY /T5615、SY／T5979，SY／T5781．SY／T 5830、GBn 269、SY／T5835、SY／T 5367、SY/T 6081-94、SY/T 5358、SY/T5107-1995、SY/T5108-1997、SY/T5579-2000、SY/T6511-2000、SY/T6221-1996等行业规范要求，结合延长油田实际，编制《延长油田注水开发方案编制技术要求》（暂行）。 本技术要求适用于延长油田股份有限公司。 二次采油是油田开发的必经之路，是保持油田高产稳产、提高采收率的主要途径之一。目前低渗、特低渗油田开发的二次采油主要有注气、注水两种方法，注水开发是主要方法。油田注水开发是技术密集性系统工程，任何疏漏，都会带来不可挽回的损失，因此，必须制定一个科学、合理的注水开发方案。注水开发方案是油田开发的纲领性文件，与油田开发的经济技术效果有必然的联系，各级领导要充分重视注水开发方案的编制工作，做到科学、合理、高效的开发油田。注水开发方案一般包含油藏工程方案，采油工程方案，经济技术评价，注水监测方案等内容。 一、油田开发方案开发地质、油藏工程部分技术内容（《砂岩油田开发方案编制技术要求——开发地质油藏工程部分》SY/T5842-93，《油田开发概念设计编制技术要求》SY/T6105-94） 1.1 基础资料要求 1.1.1 油田地理特征资料 a.油田地理位置、海拔高度、植被特征、地形、地貌： b. 发现井所处区域构造位置及钻遇地层； c.产油(气)层深度、层位、厚度、岩性、物性； d. 气候特性：气温、风力、风向、雨且、水源； e. 交通、公路、铁路情况； f. 人文、经济状况。

注水工艺

注水工艺、参数及设备 1、注水方式选择 设计采用长孔下向钻孔动压注水方式。 2、注水参数的确定 1、钻孔直径 孔径大小与煤的硬度、要求的注水量，封孔技术和钻具条件有关。煤硬，要求较大注水流量，封孔技术好，孔径可取较大，反之，宜取较小的钻孔直径。 设计采用MAZ-200型钻机打孔，孔径取50mm。 2、钻孔的长度：L=L工－M 式中：L——钻孔长度，m； L工——工作面长度，11煤120m； M——与煤层透水性和钻孔方向有关的系数，根据该矿煤层透水性，M取20m。 则孔长L10+11=100m。 3、钻孔间距 根据本地区煤层特点和钻孔注水实践经验，设计钻孔间距为20m。 4、钻孔角度 钻孔角度与煤层倾角保持一致，考虑到钻杆的下沉，开口位置可从回风顺槽顶部往下1/4巷道高度处开口。煤层有夹石时，应使钻孔穿透夹石，以使各自燃煤层均被湿润。 5、封孔深度 对封孔深度的影响因素有：注水压力、煤层、裂隙发育程度，沿巷道边缘煤体破坏带宽度、煤的硬度。对封孔深度有如下要求： ①、不从孔口及其附近煤壁返水、泄水、渗水；

②、在湿润半径未达到设计要求前不发生泄水、渗水现象； ③、操作方便，工艺简单。 封孔深度一般为2.5--10m，本设计取5m，在生产中可根据经验，随时调整封孔深度。 6、封孔方式 设计采用灌注水泥砂浆封孔，具体操作方法为：封孔段直径一般为75-100mm，先将注水管(略长于封孔段长度)插入孔内，并将封孔段底部用木楔或棉纱堵住，然后将1：3的水泥砂浆灌入钻孔，待砂浆凝固后，便可进行注水。 7、注水系统及注水参数 ⑴、注水系统 矿井设有静压洒水管网，注水系统采用动压注水。 ⑵、注水压力 煤层注水压力主要取决于煤的透水性，与此相关的煤层的埋藏深度，支承压力状态，煤的裂隙发育程度，煤的硬度和碳化程度等，对注水压力大小也有一定影响。 设计采用动压注水。 ⑶、注水量计算 单个钻孔注水量：Q＝B·L·M·γ·(W1-W2)·K 式中：Q——一个钻孔注水量，m3； B——孔间距，20m； L——工作面长度，L10=120m，L11=120m； M——煤层厚度，M 10=4.06 m ，M 11=1.93 m γ——煤的容重，10号煤层为1.35t/m3，11号煤层为1.37t/m3； W1——注水后要求达到的水分，取4％；

注水工艺技术研究(四)

) 四(注水工艺技术研究． 注水工艺技术研究（四）

3.3.配水嘴的选择及嘴损的计算 3.3.1嘴损的计算：以下按两种情况进行分析。当油层无（不装配水嘴）注水时，注入量与注入压力的关系：（5-19）式中（5-20）而（5-21）当油层控制（装上配水嘴）注水时，注入量与注入压力的关系：（5-22）式中（5-23）而（5-24）以上式中，——油层吸水指数，；——注水时油管内的沿程阻力损失，；——分层无控制时的注水量，；——与对应的井口配注压力，；——静水柱压力，；——注水时通过水嘴的压力损失，；——油层开始吸水时的井底压力，；——无控制注水时的有效井底注入压力，；——控制注水时的有效井底注入压力，；——根据设备条件确定的井口注水压力，。3.3.2水嘴的选择：1嘴损曲线法：①根据测试资料绘制分层吸水指示曲线②在分层指示曲线上查出与各层段注水量相对应的饿井口配注压力③计算各层嘴损压差④借用嘴损压差值和需要的配注量在嘴损曲线上查出水嘴尺寸。2简易法：对于调整水量不大的层段选配水嘴直径 4.实现分层注水管柱及配套工具结构 2 原理分析4.1分层注水常用工具

4.1.1封隔器的分类及型号编制⑴封隔器的分类封隔器封隔件实现密封的方式进行分类。自封式：靠封隔件外径与套管内径的过盈和工作压差实现密封的封隔器。压缩式：靠轴向力压缩封隔件，使封隔件外径变大实现密封的封隔器。扩张式：靠径向力作用于封隔件内腔，使封隔件外径扩大实现密封的封隔器。组合式：由自封式、压缩式、扩张式任意组合实现密封的封隔器。⑵封隔器型号编制编制方法：按封隔器分类代号、固定方式代号、坐封方式代号、解封方式代号及封隔器钢体最大外径、工作温度/工作压差六个参数依次排列，进行型号编制，其形式如下：SHAPE \* MERGEFORMAT 图8代号说明：分类代号：用分类名称第一个汉字的汉语拼音大写字母表示，组合式用各式的分类代号组合表示。见表2。表2 分类代号分类名称自封式压缩式扩张式组合式分类代号Z Y K 用各式的分类代号组合表示固定方式代号：用阿拉伯数字表示，见表3。表3 固定方式代号固定方式名称尾管支撑单向卡瓦悬挂双向卡瓦锚瓦代号1 2 3 4 5 坐封方式代号：用阿拉伯数字表示，见表4。表4 坐封方式代号坐封方式名称提放管柱转动管柱自封液压下工具热力代号1 2 3 4 5 6 解封方式代号：用阿拉伯数字表示，见表5。表5 解封方式3

浅谈油田注水开发技术

浅谈油田注水开发技术 发表时间：2019-07-18T10:00:25.713Z 来源：《科技尚品》2019年第1期作者：王旭梅[导读] 现如今，我国的经济水平不断地在提高，因此油田企业也得到了很大的发展，产业规模也在不断的延伸。对于油田企业来说，注水系统在开发和提高采油效率上都有着十分重要的作用和地位，对能源的开采又着直接性的影响，怎样才能更好的提高注水系统效率的发展水平，是很多油田企业当前正在考虑的问题。对此，本文主要对当前注水效率的发展情况进行分析和研究，其目的在于提高我国石油企业 的注水开发技术。 工作单位:延长油田股份有限公司吴起采油厂前言：在经济发展的驱动下,油田开发程度不断深入,油层的动用程度也在不断提高；为进一步实现油田采收的可持续发展,需要在油井挖潜的同时利用注水设备把质量合乎要求的水从注水井注入油层为油田进行水驱,油田注水工艺是以保持油层压力的方式来避免造成地下亏空；注水井管理技术水平的高低决定着油田开发效果的好坏，同时也决定着油田开发寿命的长短。对于油田注水井来说,需要从"注好水"、"注够水"、"平稳注水"三个方面重点加强。 1. 采油工程中注水所存在的问题和原因1.1注水井的管道容易受到损坏在油田采油注水技术的过程中，往井内进行注水的主要管道是注水技术中重要的连接通道和运输通道，但是在开采的过程中注水管道很容易出现泄漏，变形以及会爆裂的现象出现，出现这种现象的原因有很多。首先，因为钻井的原故，在对油田进行钻井处理时，就是在钻井和打井处理时影响到主水管的正常运行，严重的时候会损坏到注水管；其次，井下的一矿物质由于具有腐蚀性的特征，因此也会对注水管道造成损坏。井下还含有很多地下水资源，由于地下水资源中含有很高的矿物质，这些矿物质也会给底下注水管道造成一定程度的腐蚀影响。 1.2注水的井在出砂方面的问题通过给油井进行注水处理，地下油井的油井层一般都不会出现出砂的现象，但还是由一些液体向井外冒出，由于有的油井开发的时间比较长，对其有防腐蚀以及防老化的设备都有会造成影响，会有注水的泵停止运转或者注水的管线都被穿孔等现象。如果出现这些现象，油田就会被迫被叫停，如果在半途中停下对油田的注水工作，但是注水泵因此会产生很大的波动，这样一来就会使注水的量出现很大程度的变化，因此也会存在注水的井出现出砂的现象。 1.3影响石油注水的外界因素随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，影响油田注入水水质达标的主要指标为粒径中值、悬浮物含量、油田注水管道腐蚀、总矿化度、二氧化碳和总铁含量。各油区影响其水质达标的指标各不相同；如：注水站处理过程中影响注入水水质的主要因素为来水含油量较高, 给后面的水处理流程和设备带来极大的压力和危害[1]；罐容量小, 则会缩短有效的沉降时间, 使悬浮物含量和粒径中值难以达到所要求的水处理效果; 同时不合理的清罐方式造成许多注水站的注水罐二次污染; 导致所使用的水处理剂效果较差或基本无效；油田井下管柱和输油管线的腐蚀、结垢、造成硫酸盐氧化还原菌不断增多，穿孔问题等都是一直困扰油气开采和输送的顽症，所造成的严重损失难以估量。 2. 有效的加强石油注水效果的优化措施2.1加强水质监测，优化罐体设计通过结合油田实际，运用现代自动化的网络科技加强油田注入水水质监测与管理工作，通过水质进行在线监测控制系统，对水源、注水站、配水间、注水井口、注水井场及注水管道进行水质监测, 快捷、全面、系统和层次分明的实现水质的实时检测和实时调控, 以加强对水质的科学管理, 切实保证注入水质量的提高[2]。同时做好注水地面系统整体规划建设、动态优化提效工作，围绕不同类型油藏对注水能力及压力的需求，进行科学合理的罐体等硬件的设计,并进一步强化地面工程配套，实施注水地面压力及负荷调整；强化技术集成推广应用，保障有效注水。 2.2针对注水的井出砂现象的处理2.2.1加大管理为了有效的保证注水管道的运行情况，就应该加强对注水管道的日常维护与管理，让相关的工作人员对注水井管道进行清洗管理，而且每桌要对管道的压力和注水的总量进行记录，并与同期的数量进行比较处理，总结注水管在吸水方面的变化，如果吸入水的量超过所定的标准值，那么就需要对管道的进行排除或者是检查处理[3]。 2.2.2确定情况通过对注水井中水管的纪录对比，并作出相应的对比测试，有效的结合管内部的压力的变化，分析注水水管是否有运行异常的情况。 2.2.3加深相关数据方面的分析与汇总报告影响注水井正常工作的因素有很多方面，如：井内的相关资源以及原始数据都会对其正常运行产生影响。工作人员在检测和维修的过程中，就要对这些数据做出相应的对比与汇总分析，将所有的情况都考虑进去，将会出现怎么样的后果以及危害的程度降到最低。 2.3加强人员培训及管理队伍建设针对新上岗技术人员和进行岗位培训，通过对注水井管理、注水井测调等方面知识的认识，使其尽快适应新岗位；针对基层技术人员进行进一步的技能培训，将分注工艺与测调技术紧密结合，使其更好的掌握测调一体化分层注水技术，实现井下多级细分，达到节约测调时间，提高分注可靠性的目标；建立科学、全面、有效的管理体系和规章制度，树立"管理就是责任,责任重于泰山"的思想，坚持理论、制度、机制、科技创新,提高企业整体管理水平；从"硬件"和"软件"两方面保障采收率[4]。 3.结束语作为一种战略性资源，石油行业关乎到国计民生。为了满足社会经济发展对石油用量的要求，使油田采收得到更好的开发，必须要在现有基础上对开采技术进行研究分析，在注水井生产运行、管理以及技术方面狠下工夫，通过不断的完善和创新，提高油田注水工艺。参考文献：

常规稠油注水开发技术研究

第１３卷增刊２００６年１０月 特种油气藏 ＳｐｅｃｉａｌＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖ０１．１３ＳＩＩｐｐ． Ｏｃｔ．２０ＩＤ６ 文章编号：１００６—６５３５（２００５）Ｓ０—００８９—０３ 常规稠油注水开发技术研究 刘昌龙，董旭昊，王俊伟，叶伟民 （中油辽河油田公司，辽宁盘锦１２４１０９） 摘要：曙１—６—１２断块属于浊积厚层砂砾岩、中高渗中质稠油油藏，１９８０年９月开始注水开 发，注水开发过程中适时应用早期注水、动态调注、周期注水、水井调剖以及注采井网调整等技 术，实现了区块的高效开发。文章重点阐述了不同开发阶段注水技术的研究与应用。分析开发 效果，总结成果经验。对同类油藏采用注水开发具有较好的借鉴和指导作用。 关键词：常规稠油；早期注水；动态调注；周期注水；水井调剖；井网加密 中图分类号：Ⅱ矾１文献标识码：Ａ 前言 曙ｌ一６—１２块大凌河油藏位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组三段大凌河油层。含油面积为１．５５ｋｍ２，石油地质储量为６３１×１０４ｔ。１９８０年投人开发，目前已开发２４ａ。累计采油２３９．１４４９Ｘ１０４ｔ，累计采水３７４．１８１ｌ×１０４ｔ，综合含水７５．５１％，采油速度为１．４４％，采出程度为３７．９％。实现了常规稠油注水高效开发，是常规稠油油藏采用注水开发取得良好效果的典型区块。本文重点围绕曙ｌ一６—１２块不同开发阶段的一些好的做法，如上产阶段的早期注水，稳产阶段的动态调注、周期注水、水井调剖，二次上产阶段的合理井网密度、合理注采井网研究等深入分析，总结区块注水开发技术和成功经验。 １分阶段注水技术研究与应用 １．１上产阶段 曙１—６—１２块开发初期采用２５０ｍ井距正方形五点法面积注水井网，区块储层物性较好、连通程度高，油品属中质稠油，地层条件下原油流动性较好，非常适合常温注水开发的条件。为了及时补充地层能量，确保油藏实现高效开发，实施了早期注水技术。通过实施早期注水取得了以下几方面的效果： （１）区块压力得到补充，区块地层压力长期保持在１３ＭＰａ左右。 （２）油井普遍见到注水效果，油井长期保持高产，该阶段油井单井日产油高达２２．９ｔ。 （３）区块产量迅速提升，日产油水平上升快，由阶段初的３６ｔ，迅速上升到阶段末的４０７ｔ。到１９８５年，区块注采井网趋于完善，油藏进入水驱开发阶段。 １．２稳产阶段 １．２．１合理动态配注，控制含水上升 １９８５年由于区块年采油速度高达２．７％，注水调艇工作没有及时跟上，再加上１９８６年下半年注采比过大，注采比达１．５８，使年含水上升率高达８。ｌ％，造成１９８６年产油量急剧下降。１９８７年以后，通过油藏工程研究，确立了该块注水开发的基本原则，即从选择合理注采比人手，宏观控制地层压力，控制含水上升速度。国内外油田的开发实践表明，注水开发效果较好的油田其地层压力一般保持在原始地层压力的７０％～８０％…。综合分析认为，曙１—６—１２块地层压力应保持在１０ＭＰａ左右。 根据以上原则，在对各注水井组见效情况详细分析的基础上，实施了按月进行动态配水，使注采比保持在１．０～１．２，年综合含水上升率控制在３％以下。 １．２．２水井整体调剖，增油降水明显 水井调剖技术就是将调驱剂通过注水井注入地层［２］。调驱剂成分包括驱油剂和堵水剂２部分，其中，调剖的驱油剂与原油产生混相作用，能有效地驱出剩余油，在地层中形成向油井运移的类似于 收稿日期：２０嘶一０６—２９；改回日期．＇２００６一町一０４ 作者简介：刘昌龙（１９７７一），男，助理工程师，２００１年毕业于大庆石油学院石油工程系石油工程专业，现从事油藏开发动态管理工作。万方数据

油气、集输、注水站工艺流程图的绘制

绘制油气、集输、注水站工艺流程图一、准备工作： （1）材料准备 （2）工、用、量具准备 二、机械制图标准 1、线框

在图纸上必须用粗实线画出图框，其格式分为留装订边和不留装订边两种，但同一产品的图样只能采用其中一种格式。有装订的边是a和c边，不装订的边都是e 2、比例： 3、字体： 做到字体端正、比画清楚、排列蒸汽、间隔均匀，并要求采用长仿宋矢量字体。代号、符号要符合有关标准规定。

（1）字一般要以斜体输出。 （2）小数点输出时，应占一个字位，并位于中间靠下处。 （3）字母一般也要斜体输出。 （4）汉子输出时一般采用正体，并采用国家正是公布的简化汉字方案。 （5）标点符号应按照其真正含义正确使用，除省略号、破折号为两个字位外，其余均为一个字位。 （6）字体高度由图样幅面大小确定。 （7）规定字体的最小字距、行距，以及间隔线、基准线与书写字体间的最小距离。

4、图线： 在化工制图中的图线仍采用国家标准规定的各种图线。图线分为粗、细两种，粗线宽度b在0.5~2mm之间选择，细线宽度约为b/3.绘图时根据清晰、醒目、按图形大小和复杂程度选择宽度。但在同一图样中，同类图线的宽度和类型应一致。在实际绘制过程中对图线绘制有如下几点要求： （1）虚线、点划线、双点划线的线段长度及间隔应均匀分布。（2）点划线和双点划线的首末端应是线段而不是点。 （3）圆的中心线在圆心处为线段的交点，且中心线两端超出圆轮廓线2~5mm。 （4）在较小图形上绘制点划线或双点划线有困难时，可以用细实线代替。线型：实线、虚线、单（双）点画线、折断线、波浪线等 线宽（组）：

浅谈几种分层注水工艺技术

浅谈几种分层注水工艺技术 摘要：本文探讨了特殊井分层注水工艺主要包括，高压深井注水工艺，防砂注水工艺，对分层注水测试调配技术发展趋势进行了论述，无线智能测调分注系统技术作为一种新型油田分层配注、全自动自动测调及直读验封技术。能够实现实时流量控制与监测，提高低渗油藏精细分注水平；能长期监测井下流量、温度、注水压力和地层压力，必定为分层注水测试调配技术未来发展趋势。 关键词：分层注水无线智能测调分注发展趋势 随着国内发现油田储量品味越来越差，开采层位越来越深，储层物性越来越差，丛式井、大斜度井、水平井越来越多，各油田针对高压深井注水、出砂油藏注水、套损变径井注水、斜井注水等情况选择不同的注水工艺技术，建立了不同油藏类型和注水环境的分层注水工艺管柱配套模式，完善了注水工艺技术系列，分层注水技术向着特殊井工艺配套发展。 一、特殊井分层注水工艺 1.高压深井注水工艺 随着油田开发时间的延长，东部和西部部分油田注水压力攀升25MPa—35MPa，部分井注水压力甚至超过45MPa。界定注入压力在25MPa—35MPa的水井为高压注水井，注入压力在35MPa—50MPa的水井称为超高压注水井。常规的注水管柱不能满足在高压下长期工作的要求，限制了油田后期的开发效果。针对高压力注水易引起管柱失效，采用Y241可洗井封隔器和补偿器等配套工具，延长分注井寿命。 2.防砂注水工艺 中、高渗透疏松砂岩油藏注水开发过程中，注水井在停注、洗井等过程中容易出砂，砂埋注水管柱，因此要求分层注水管柱能实现有效分层防砂、分层注水。选用不易砂卡封隔器：K344型封隔器，和相关配套工具组成扩张式分层注水管柱。地层出砂严重的注水井，采用防砂管实现有效注水。防砂管采用夹壁环空结构，两端带有防砂皮碗，可以防止出砂。 二、分层注水测试调配技术发展趋势 分层注水工艺技术水平的不断提升为油田实现稳油控水、减缓产量递减、提高水驱开发的整体效益发挥了重要作用。随着油田多层系储层的开发，区块及井组层间矛盾越来越大、井筒状况越来越复杂，常规分层注水测试调配工艺主要暴露出两方面的问题：一是投捞调配效率低，作业工作量大；二是调配效果不理想，调控精度低，已不能完全满足油田精细化管理的需要。为了适应注水开发对分层注水工艺提出的要求，分层注水工艺的发展方向是简便、快捷、准确的智能化测

16223煤层注水工艺技术研究

1930平峒16223综采工作面煤层注水工艺技术研究 实施方案 一、项目实施的意义及必要性 煤层注水预湿煤体是降低煤层开采时煤尘产生量最根本、最有效的防尘手段,可使煤体在回采前达到较好的湿润状态，降低煤的产尘能力，以此显著减少煤层开采时的粉尘产生量，这对改善作业场所的劳动卫生条件、保护工人身体健康、防止瓦斯煤尘爆炸将起到重要作用。在综放工作面，煤层注水还能起到软化媒体，提高放煤效率和顶煤回收率的作用。同时，煤层注水也能有效抑制煤体氧化，降低工作面温度，预防或降低冲击地压的危害，减少瓦斯的解吸及涌出量，降低工作面的瓦斯浓度，预防煤与瓦斯突出。可见，煤层注水对保障煤矿安全生产起着非常重要的作用。在当前煤矿安全生产形势依然严峻，煤矿企业贯彻落实矿山“安全第一，预防为主，综合治理，整体推进”安全生产方针的紧迫形势下，该项目的研究，对煤矿企业科学开展煤层注水，保障矿井安全生产具有极其重要的意义。 该项目通过对肥煤公司16223工作面煤层注水试验研究，总结出普遍适合于肥煤公司6号煤层的注水工艺技术及装备，对解决肥煤公司16223工作面及肥煤公司6号煤层开采时的粉尘问题具有重要意义。 二、试验工作面概况 16223综采工作面位于肥煤公司1930平峒，现有走向长度670多米，回风巷标高+1870米，运输巷标高+1836米，工作面长130m，煤层倾角为20°左右。该工作面开采煤层为6号煤，采用走向长壁后退式综采回采工艺，煤层厚度为3.2米。煤层的基本参数见表1。

表1 煤层的基本参数 三、煤层可注性试验 按国标GB482-95《煤层采样采取方法》的要求在肥煤公司16223工作面采样，对采集煤样在实验室进行试样制备，然后对其进行可注性试验。 其试验内容包括： ①孔隙率测定。包括煤孔隙率及孔隙分布测定。本项目采用密度法通过测定煤的真密度和视密度，计算出煤的孔隙率；孔隙分布采用压汞法测定。 ②煤原有自然水分测定。煤原有自然水分采用GB/T211—1996《煤中全水分的测定方法》标准中的方法B，即空气干燥法进行测定。 ③煤吸水性测定。模拟试验工作面水压，采用自制实验装置进行常压吸水试验与加压吸水试验。 ④添加剂溶液对煤吸水性影响的试验。在水中添加表面活性剂溶液，重复煤吸水性试验。 通过试验，对取的实验数据进行分析处理，得出不同试验条件下煤饱和水分增量与吸湿时间的关系。这对确定试验煤层的实际注水工艺、预测注水的水分损益具有极其重要的指导意义。 四、注水钻孔布置方式及参数设计 ㈠钻孔的布置方式 钻孔的布置方式根据采煤方法、工作面长度、煤层的透水性及注水的具体条件加以选用。钻孔的开孔位置对于煤层的湿润效果有重要关系。此外还要考虑煤层的硬度和围岩性质等，必要时作适当改变。考虑到钻孔倾角对封孔及注水的影响，确定采用在回风巷平行于工作

分析注水开发油藏动态分析方法

分析注水开发油藏动态分析方法 摘要：进入21世纪以来，在社会经济稳健发展的背景下，我国油田工程事业发 展迅速。从油井开发工程来看，相关技术方法的应用非常重要。比如：注水开发 油藏动态分析方法，便是在油井开发过程中较为常用的一种分析方法。值得注意 的是，虽然这种方法的应用能够为油井工程开发作业提供必要的科学依据，但是 在实际应用过程中也会受到一些因素的制约。因此，需充分了解注水开发油藏动 态分析方法，并合理、科学地加以应用，从而使得油井开发工作能够顺利、有序 地进行，希望以此为油井开发工作质量的提高提供一些具有价值的参考建议。 关键词：注水开发；油藏动态分析方法；工作质量；参考建议 1注水开发技术应用现状及油藏工程分析方法简述 1.1注水开发技术应用现状 近年来，我国油井工程发展迅速，在油井开发过程中，注水开发按技术的应 用分析关键。而对于注水开发油藏动态分析技术来说，涵盖了诸多子技术，主要 包括：1、图版分析经验公式法；2、试井分析法；3、物质平衡分析法；4、递减 规律分析法；5、水驱特征曲线分析法；6、数值模拟分析法。上述6种注水开发 油藏动态分析技术方法较为常用。从国外角度来看，在试井分析方法方面提出较多，比如：MHD法，然而在关井之前供给边界，或基于供给区域压力无故提升的情况下，上述方法便难以得到有效应用。早些年，有学者将有限正方形油藏中的 五点法注水井网系统当作研究的对象，进一步对基于不同注水强度条件下压力的 变化进行观察，通过此环节的分析，进一步分析圆形油藏，此类方法使压力恢复 理论的构建具备了良好的基础。从国内来看，对注水井和生产井两者之间的关系 的研究较多，在分析研究过程中会应用到图版分析经验公式法；与此同时，将注 采比的影响忽略不计，对已知邻井的研究，会通过压力图版模型的建立进行研究。 1.2油藏工程分析方法 从现状来看，油藏工程主要的动态分析方法体现在两大方面，包括：1、油藏工程分析法。对于油藏工程分析法来说，是将数据实验作为基础，该分析方法对 数据的准确性要求很高，同时要求具备完整的资料，进一步分析并预测油藏的动 态情况，最终将相应的结论获取出来。2、油藏数值模拟分析法。对于此方法来说，是将完善的质地模型作为基础，基于油田开发前，需做好相关数据的收集及 整理，确保数据的完整性，并将相关数据信息用作于模型建立的主要参数基础， 进一步利用计算机技术，基于二维空间当中对整个开放过程完成相应的模拟试验，从而使油田开发实现合理预测。 2注水开发油藏动态的基本情况及特点 2.1注水开发油藏动态的基本状况 现阶段，我国国内的油田工程地质状况十分的复杂化，原油的性质差异也比 较明显，原油实际的采出率数值会比较小，其可采储量以及采收率的提升空间会 比较大。但是当前我国油田最为显著的特征就是多层砂岩油藏，简单来说，就是 不管其处于层间、层内还是平面，其渗透率数值都比较高。但是若其处于一种非 均质性的状态下，那么就会导致其各个层次的吸水性能受到影响，各层吸水性能 差异开始扩大。一般状况下，其实际所注入到的水体会和高渗透的地带维持一定 的连接关系，一旦其在纵向以及平面上的推进速度产生差异，那么就会导致油水 产生分布上的交错状态，剩余的油会一种零散的分布状态呈现出来，也可能会以 一种聚集的形式存在。在众多因素的影响下，把水注入到其中，会影响到地层的

注水开发效果评价类指标

注水开发效果评价类指标 1、含水上升率， 2、含水上升速度， 3、综合递减率， 4、自然递减率， 5、水驱储量控制程 度 6、水驱储量动用程度， 7、水驱指数， 8、存水率， 9、水驱油效率， 10、累积亏空体积 存水率、注入倍数增长率、水驱指数、注水利用率、吨油耗水量分析、吸水指数（注水强度 （相对吸水指数） 、地层吸水能力现场分析法 视吸水指数分析） 、无因次采液油曲线、油田 含水变化规律等。 第三章 油田开发基础 油田开发基础知识是采油工进行油水井管理和动态分析所必备的。 分析方面的基础知识， 介绍了采油工在油水瞬管理中经常遇到的油田开发主要技术指标、 基础概念 以及油田并发常用图幅的编制和应用。 第一节 名词术语 1．什么叫开发层系 ? 把油田内性质相近的油层组合在一起，用同一套井网进行开发，叫开发层系。 2．什么叫开发方式 ?可分哪两大类 ? 开发方式指依靠哪种能量驱油开发油田。 开发方式分依靠天然能量驱油和人工补充能量驱油两种。 3．什么叫井网 ? 油、水、气井在油气田上的排列和分布称为井网。 4．什么叫井网布署 ? 油气田的油、水、气井排列分布方式、井数的多少、井距排距的大小等称为井网布署。 5．井网的分布方式分哪两大类 ? 井网的分布方式分为行列井网和面积井网两大类。 6．油田注水方式分为哪两大类 ? 本窜主要包括油田开发和油田动态 动态分析的

油田注水方式分为边外注水和边内注水两大类。 7．什么叫边内注水? 在油田含油范围内，按一定的方式布置注水井进行注水开发叫边内注水。 8．边内注水可分为哪几种方式? 边内注水按不同布井方式可分为：行列式内部切割注水、面积注水、腰部注水、顶部注水等。 9．什么叫配产配注? 对于注水开发的油田，为了保持地下流动处于合理状态，根据注采平衡、减缓含水率上升等，对油田、油层、油井、水井，确定其合理产量和合理注水量叫配产配注。 10.什么叫注采平衡？ 注入油藏水量与采出液量的地下体积相等（注采比为1）叫注采平衡。 11.什么叫油田开发方案？主要包括鄢些内容？ 油田开发方法的设计叫油田开发方案。 油田开发方案的内容包括：油藏地质研究，油藏工程设计、钻井工程设计、采油工程设计、地面建设工程设计、方案经济优化决策。 12.什么叫井别？ 油田上根据钻井目的和开发的要求，把井分为不同类别，称为井另别。如探井、评价井、资料井、生产井、注水井、观察井、检查井等。 13.什么叫生产井？什么叫注水井？ 用来采油的井叫生产井。用来向油层内注水的井叫注水井。 14．什么叫探井? 在经过地球物理勘探证实有希望的地质构造上，为了探明地下情况，寻找油、气田而钻的井称为探井。 15．什么叫调整井?

注水工艺方案设计任务书石工2009用

注水工艺设计任务书 碎屑岩油藏注水工艺设计 西南石油大学石油工程学院 2013年3月

某油田碎屑岩油藏注水工艺设计 一、目的及要求 1.目的：通过对某油藏J2s储层注水工艺设计，了解注水工艺方案的基本设 计思路、设计内容，掌握方案设计的基本方法、步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。 2.要求：根据某油藏基础数据和设计要求，完成注水工艺方案的设计并总 结和编写出“注水工艺方案设计”报告。 3.要求对以下内容进行设计： (1)油田注水开发可行性分析 (2)注入水水源选择与水质要求 (3)注水工艺参数设计 (4)注水管柱设计 (5)注水井试注、投(转)注措施要求 (6)注水井增注及调剖措施 (7)注水工艺方案总结及实施建议 二、设计所需的基础资料和数据 1.某油藏主要地质特点 (1)构造圈闭较完整，但面积较小，储量较小，天然能量不足 该油藏圈闭面积7.0km2，含油面积9.4km2，平均有效厚度16m，可采储量178.5×104t，其弹性采收率3.63%，溶解气驱采收率12.2%。 (2)储层物性差，潜在伤害因素复杂，油藏压力偏低，地层压差较小，但 原油物性好，油气比高 该油藏J2s储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.08%，平均渗透率仅有25.95×10-3μm2。其主要流动喉道半径平均为4～5μm。由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。 (3)储层岩石敏感性

储层粘土含量较高(主要含高岭石、绿泥石等敏感性较强的粘土矿物，见表1)；因此具有中等～中等偏强的水敏性(水敏指数0.5－0.59)，但速敏较弱，无酸敏。 表1 油藏J 2s 储层粘土矿物统计 (4)储层岩石润湿性 岩石润湿性测定表明，水排比为100%，油排比为0%，属强亲水。 2.原油性质 油田的原油物性较好，表现为低密、低粘(50℃时1.91mP.s)、低凝的“三低”特性(见表2)。但原油中高碳蜡含量高，井筒结蜡严重 表2 油田原油物性 3.油藏压力 该油田油层压力系数偏低(0.995～1.002)， 油气比高，地饱压差小(见表3、表4)。 表3 油田基础数据表 附表4 油田油井生产情况

油田开发中注水技术现状及发展

油田开发中注水技术现状及发展 【摘要】油田开发中注水技术是实现油田开发长期高产和稳产的重要技术手段。本文总结了国内注水技术现状及最新进展，分析了目前注水工程存在的问题及面临的技术挑战，提出注水技术发展对策和管理措施。 【关键词】油田开发注水工艺现状发展趋势 1 注水技术现状 1.1 注水技术发展历程 我国注水开发油田开发层系多且油层非均质性严重，在不同的油田开发阶段，由于投入开发调整的对象和要求不同、分层注水工艺的要求和细分程度不同，开采的目的层数量和性质也不一样。为保证各开发阶段注水井能够实现注够水、注好水，注水工艺的发展主要经历了以下过程：封隔器由水力扩张式发展到水力压缩式；配水工作筒由同心式发展到偏心式，再发展到与封隔器一体化；配注水嘴由固定式发展到活动式，再发展到电动可调式；水嘴投捞方式由起下注水管柱投捞发展到液力投捞和钢丝投捞。1.2 分层注水主体技术及研究新进展 国外油田在注水尤其是分层注水技术方面研究较早，已形成了一整套适合不同油田特点的系列分层注水工艺，分层注水封隔器、配水器等配套工具都已经标准化、规格化、系列化。总体上已经由初期的定压注水向定量注水转化，同时由于国外十分注重水质，没有不动管柱洗井的要求，对地层进行定量注水，测试调配工艺相对简单。国内注水始于20 世纪50 年代，1954 年玉门老君庙油田在L 层边部MN27 井开始注水，标志着国内油田注水技术进入实施阶段。20 世纪60 年代研发成功固定式分层配水技术和活动式分层配水技术，20 世纪70 年代研制成功665-2 偏心配水器，20 世纪90 年代研制成功同心集成式注水技术，进入21 世纪，研发成功桥式偏心分层注水和高效测调联动分层注水配套技术，同时发展了防砂、分层注水一体化注水技术，研究应用了斜井等特殊结构井分层注水技术，分层注水工艺满足了不同开发阶段、不同类型油藏油田开发的注水需要，目前分层注水技术已经具备了分层、测试、调配、洗井、作业的特点和功能，为油田实现分层开采奠定了坚实的技术基础。 2 注水工程面临的问题、挑战及对策 注水技术是一项系统工程，但近年来在油田开发管理和投入上对注水工作有弱化的趋势，部分关键环节和技术措施投入欠账较多，注水开发油田开发矛盾愈显突出，特别是最近一个阶段，在新储量大幅增加和油价长期处于高位的有利时期，油田开发管理过程中出现了重新井轻老井、重油井轻水井、重产油量轻注水量的现象。目前油田开发在注水技术研发与应用和技术管理上存在的问题，主要表现在以下几个方面：