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砂岩油田合理注水压力的确定

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防套损中高压注水压力界限的确定

防套损中高压注水压力界限的确定
２１ 年第 １ 期 ０１ ６
内 蒙古 石 油化 工
２ ７
防套损中高 压注 水压 力界限 的确定
侯明明 ， 胡小冬 ， 马超 群 ， 胡文 庭
（ 油气钻采工 程湖北省重点实验室 ； 长江大学石油工程学院 ， 湖北 荆州 ４４２） ３０ ３ 摘 要 ： 油 气 田 长 期 开 发 过 程 中 ， 高压 注 水 条 件 下 ， 套 损 造 成 影 响 越 来 越 大 ， 高 压 注 入 水 进 在 在 因 当 入 泥 岩 层 形 成 水 浸 后 ， 于 裂 缝 充 水 和 岩 层 泥 化 ， 岩 层 物 理 性 质 将 发 生 重 大 变 化 ， 压 力 差 的 作 用 下 由 其 在
， ．． ）． ＼
垂 直 油 管 内 的 沿 程 阻 力 损 失 是 从 井 口到 井 底 炮
眼 处 的压 力 损 失 ， 以根 据 水 力 学公 式 计 算 得 到 。 可
Ｐ一告・ ｏ ｒ ｖ ， ２ ｇ
瓦 甲 ： Ｖ一
Ｐ＝ Ｉ 一 ｆ＝ 』 ＝ 、
＋ Ｐ。 ｋＳ －－
摩 阻 损 失 ， Ｐ Ｐ一 注 入 水 在 油 层 内 的 渗 流 阻 力 ， Ｍ ａ； 。
Ｍ Ｐ ＰＨ 井 筒 液 柱 压 力 ， Ｐ 。 ａ； 一 Ｍ ａ 式 （ ） 用 于 确 定 初 期 注 水 的 井 口注 水 压 力 ， １适 式
注入 水 的流动 摩擦 阻力 包括 注入 水在 垂直 油管
ｍ ｍ 。
，ｃ、 。
则 ： Ｐ － ， Ｐ， Ｔｘ Ｄ，
（） ６
炮 眼 损 失 一 般 数 值 较 小 ， 忽 略 。 用 计 算 公 式 可 通
为 ：
Ｐ ｒ －－ ｏ ３ × １０
Ｐ一当前 套管 抗 内压强 度 ， Ｐ Ｍ ａ。 ３ 实例 计算 针 对 中 原 油 田的 某 区块 中 的 ５口 注 水 井 进 行 上

砂岩油藏稳油控水技术-1201-NEW

砂岩油藏稳油控水技术-1201-NEW

开发效果： 水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％ 含水降低：含水上升率-1.05％ 可采储量增加47万吨，提高采收率3.0％
胜二区潜力韵律层调整后井网图 17
（二）砂岩油藏稳油控水开发实例
3. 胜利油田稳油控水开发
多层砂岩油藏井网重组技术 针对多层砂岩油藏一套开发层系内主力层、非主力 层动用差异大(加密井网和层系细分效果差)的矛盾， 在开展储层精细研究、深化剩余油分布规律认识、 重构储层模型的基础上，开展井网重组，提高非主 力层的水驱动用程度 主力油层完善平面潜力井区、挖掘平面及层内潜力 非主力层主要通过钻新井完善潜力油砂体井网、提 高储量控制程度 开发效果： 东辛辛23、辛47等22个开发单元进行了细分层系， 取得了较好的开发效果
开发政策：注采井网调整、分层开采和三次采油等技术 开发特点：采油速度保持平稳、含水率上升慢
开发实例：大庆油田
3
（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术
2. 稳油控水技术
分层开采技术
分层开采技术是以合理组合开发层系为基础，同层系井网以同井 分层注水为主，多层系井网以层系间产液、注水结构调整为主， 分层监测、分层改造、分层实施堵水工艺技术相结合的一整套综 合调整技术。
开发效果：
对应油井含水率最大降低10% 单井增油3.3吨
板北油田板836井区调驱前水驱方向 示踪剂结果对比图 19
（二）砂岩油藏稳油控水开发实例
5. 辽河油田海南3块稳油控水开发
稳油控水对策：
水井细分注水、调剖和油井堵水相结合，改善注入 和产出剖面，减缓含水上升速度
开展周期注水，提高注水波及体积 优化清蜡方式，使油井在平稳的生产压差下工作
水平井井型图

油田注水技术总结范文

油田注水技术总结范文

油田注水技术总结范文
油田开采过程中,为了维持储层压力,提高采收率,需要采用油田注水技术。

经过这段时间的工作,我对公司油田的注水技术有了进一步的了解和总结,主要体会如下:
一、注水方式的选择
根据油田实际情况,我们采用了边沿水注方式。

这种方式是在油藏边缘注入水驱,使底水顺势向油藏中央移动,起到补充形成维持层间压力差的作用。

这种注水方式对我们油田地质条件适应性强,技术简单易行。

二、注水参数的确定
我们根据油田实测压力数据、钻井资料和物性参数测试结果,采用数值模拟方法确定了最佳的注水压力、注水量等参数。

模拟结果表明,当前最优注水压力为,日注水量为立方米。

参数确定科学合理,为注水工作的顺利开展奠定了基础。

三、注水效果评价
通过对产出液体的监测,我们评价了注水的效果。

监测结果显示,在注水后的两个月内,日产液量提高了%,水油比降低了个百分点。

说明注水达到了提高采收率的效果,整体技术情况良好。

经过一段时间的注水作业,各项技术指标和效果均符合预期要求,达到
了设计标准,为油田的高效开发做出了重要贡献。

下一步,我们还将继续优化注水系统,提高注水技术的经济效益和应用效果。

油田注水管理规定讲解

油田注水管理规定讲解
第五条 本《规定》适用于股份公司及所属油 (气)田分 公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
第二章 注水技术政策
第六条 注水技术政策是指导油田注水工作的重 要依据，主要包括 注水时机、开发层系划分和注采 井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、 水质要求 等。
第二章 注水技术政策
第七条 注水时机。根据油藏天然能量评价及储层 类型分析，确定合理注水时机。中高渗透砂岩油藏，要 适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同 步或超前注水，保持较高的压力水平开采。需要注水开 发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。 新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试 注试验。
第三章 注水系统建立
第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间 要求控制在 三个月 以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定 经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须 在洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等 重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在 取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。
第三章 注水系统建立
第十六条 地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案
中逐年注水量和注水压力的趋势预测，总体布局，分步实施，合理确定建 设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发 5~10年的需要。注水工艺可 采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和 “局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式，注 水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优条 开发层系划分和注采井网部署 。开发方案设计要 与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。
开发层系划分。根据油层厚度、渗透率级差、油气水性质、井段长 度、隔层条件、储量规模等，论证层系划分的必要性和可行性，将性质 相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发。

砂岩油田高效注水策略及实施

砂岩油田高效注水策略及实施

砂岩油田高效注水策略及实施发布时间：2021-09-06T11:23:55.653Z 来源：《科学与技术》2021年4月11期作者：王起云[导读] 砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等王起云中石化胜利油田分公司清河采油厂摘要：砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等多因素的影响，注水井欠注和超压注水的问题一直影响着地层能量的补充和产量的稳定，本文介绍了胜利油田砂岩油藏地质特点及开采特征，以及胜利油田酸化增注技术现状，重点介绍了高效注水策略缓速酸酸化增注技术、氟硼酸酸化增注技术的原理及应用实践。

关键词：砂岩油田；注水；酸化增注1胜利油田砂岩油藏特性及开采特点胜利油田具有丰富的低渗透油藏资源，广泛分布于济阳坳陷各断陷湖盆的陡坡带、缓坡带及洼陷区，其储量在新增探明储量中所占的比例逐渐增大，截至目前胜利油田已探明低渗透油藏储量6.63亿吨，占胜利油田总探明储量的14.4%，已成为胜利油田的重要增储阵地，同时常规开发难度也越来越大。

砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等多因素的影响，注水井欠注和超压注水的问题一直影响着地层能量的补充和产量的稳定。

1胜利油田砂岩油藏特性1.1胜利油田砂岩油藏地质特点胜利油田低渗透油藏与国内同类油藏对比具有以下特点：（1）储层沉积类型多样胜利低渗透油藏储层沉积类型具多样化特点，有缓坡带的滩坝砂、洼陷区的浊积体，也有陡坡带碎屑流沉积的水下扇等。

（2）油藏埋藏较深，储量丰度较低与国内其它低渗透油藏对比，胜利油田低渗透油藏的埋藏深度相对较深，主要以中深层为主。

根据统计，全国低渗透油藏中埋深大于3000m的占总储量的15.5％，而胜利油区则占54.3％。

同时，胜利油田低渗透油藏储量丰度普遍较低，有近一半的储量为特低－低丰度储量，50万吨每平方公里以下的特低丰度储量占了22.3％。

（3）储层孔喉细小，油水两相共渗区窄。

低渗透油藏孔隙以中孔和小孔为主，吼道以管状和片状的细喉道为主，喉道的中值半径一般小于1.5μm2。

砂岩油田注水开发动态分析要点

砂岩油田注水开发动态分析要点

内部资料注意保存砂岩油田注水开发动态分析要点（试行）油田开发生产公司一九八五年十一月砂岩油田注水开发动态分析要点（试行）油田开发动态分析是评价油田开发效果，编制油田开发规划和调整方案、组织油田生产和实现油田科学管理的一项重要基础工作。

我们的油田开发实践和国外油田开发经验都说明，油田开发动态分析工作，油田开发过程的监督和控制对于改善开发效果、提高原油采收率和开发经济效益有着十分重要的作用。

目前我国油田开发面临着不断发展的大好形势，油田开发动态分析工作急需提高水平。

尤其是要把分析工作的重点深入到油藏里，真正能够说明油藏的实质性变化。

这是摆在各油区油田管理部门面前的一项紧迫任务，一九八五年十月全国油田开发动态分析工作会议在总结交流经验的基础上拟定“砂岩油田注水开发动态分析要点”（试行），做为今后油田开发动态分析的基本要求，现颁布试行。

分析要点主要包括以下内容：一、油田生产动态分析1、半年或年度生产动态分析。

将所分析油田（区块）的产油量（核实）、产液量（核实）、地层压力、综合含水、综合油气比等主要指标与上年同期或预测生产曲线的相应值进行对比。

分析变化趋势，判别是否正常，并查找出主要的地下和地面原因，提出调整措施。

2、年度产量构成分析。

将分析油田（区块）的产量构成、老井的自然递减和综合递减与前一年或上年同期或预测曲线的相应值进行对比。

分析产量构成和递减的变化趋势，分析变化异常的原因，提出调整产量构成，控制产量递减的办法和措施。

3、五年产量构成分析。

从一九八六年开始每五年（相应于五年规划的年份）为计算单元统计对比新井产量、老井产量、措施增产量（包括分项措施增产量）、产量自然递减率和综合递减率。

分析五年期间的产量构成和递减的变化趋势和规律，分析变化异常的地质和工作原因，提出调整构成和控制递减的主要措施。

4、单项措施效果分析。

对油井的压裂、酸化、转油、大泵、卡水、堵水、补孔、调层等主要增产措施，从一九八六年起进行跨年度按措施有效期完整的统计增产量，进行分析对比。

油田回注水标准


但日2021常/5/2消7 耗化学药剂费用较高。
12
(2)
物理法脱氧主要有真空脱氧和气提脱氧。
1) 真空脱氧。国内多用射流泵，以水或蒸汽为介质实 现真空塔内抽真空。国外用真空泵。
2) 气提脱氧。多用天然气或氮气作为气提气对水进行 逆流冲刷，可除去水中的氧，但不易达到较高的最终 脱氧指标，有时要用化学脱氧来弥补。
5) 按化学溶度积理论，可初步判断各种离子在 水中的稳定性。
6) CEC值大于0.09 (按一价离子计算)时，就不 能忽略粘土的水化膨胀问题。
7) 室内进行天然岩心注水试验，一般情况下， 水测渗透率下降值应小于20%。
2021/5/27
7
三、
1.
沉淀是让水在沉淀池或罐内停留一定时间，使 其所含悬浮固体颗粒靠重力沉降下来，对于细小的 悬浮固体颗粒，常需要足够的时间才能沉淀下来。
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5. 曝晒
当水源水含有大量的过饱和碳酸盐，如重
碳酸钙和重碳酸镁钙及重碳酸亚铁等，因其化 学性质都不稳定，注入地层后因温度升高可能 产生碳酸盐沉淀而堵塞孔道。因此，在注入地 层前用曝晒法使其沉淀除去。
此法常在露天的沉淀池中进行。
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四、
1.
地面淡水主要是河流、湖泊水，常常含有少量 的机械杂质、细菌等，需要沉淀、过滤与杀菌等， 经处理的水沿输水管道送到注水泵站。
接触催化法(天然锰砂过滤)适用于 pH≥6.0，水中含铁 不超过30 mg/L的地下水，应用较普遍；
人工石英砂法利用在石英砂表面人工制成的活性滤膜， 可加快三价铁氧化，效果与天然锰砂相近。
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3. (1)
含油污水处理目的是除去水中的油及悬浮物，处理方法

多层砂岩油田水驱开发的合理注水压力

多层砂岩油田水驱开发的合理注水压力赵永胜;陆蔚刚;兰玉波;王松波;刘文鈺;邵军【期刊名称】《大庆石油地质与开发》【年(卷),期】2000(019)006【摘要】基于系统、信息与控制的观点,认为对于水驱多层砂岩油田系统来说,注水是系统主要控制因素,并且具有不可间断的连续性(周期注水是以注水量的平衡保证连续注入的效果).由于注水压力的高低、注水量的多少所引起地层中孔隙水压的大小与套管安危是密切相关的,于是人们注意并致力于合理注水压力的研究,寻求对油田系统的最佳控制.然而,由于人们对水驱多层砂岩油田合理注水压力概念的理解与定义上的差别,实践表明其控制效果差别也很大.重新定义了油田合理注水压力,强调保证油田生产设备(套管)的安全是确定合理注水压力的重要前提.同时根据对大庆油田水驱开发过程中注水压力、原始地层压力与套管损坏速度关系研究,认为油田合理注水压力应保持在原始地层压力水平,低于原始地层压力不利于获得最大产液量,高于原始地层压力容易导致套管损坏,从长远观点看更不利于系统获得最大产液量.【总页数】4页(P21-24)【作者】赵永胜;陆蔚刚;兰玉波;王松波;刘文鈺;邵军【作者单位】大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712;大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712;大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院;大港油田地质研究所;大庆油田有限责任公司第三采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE343【相关文献】1.砂岩油田合理注水压力的确定 [J], 梁卫东;姜贵璞;王丽敏;于凤林2.裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力--以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区为例 [J], 赵向原;曾联波;靳宝光;焦军;李培海;张阳禹;陈敏政3.裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力研究 [J], 汪明志4.海上油田水驱开发注水压力优化 [J], 张利健;田盼盼;任宜伟;尹彦君;邢川衡;路强5.海上疏松砂岩油田注水压力优化方法研究 [J], 阎洪涛;徐文江;于继飞;姜维东;陈欢因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

论保持 油井合理流压的重要性及其影响因素和确定方法

-5-
第六届青年学会
到破坏，自身微粒脱落的同时，对压裂砂挤压作用也降低，流动性增加，压 裂砂和岩石微粒将同时随油流运移，尤其是随含水上升而加快。我们油田主 要产油层扶余油层为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑杂砂岩；杨大城子油层为 岩屑质长石砂岩。胶结物以泥质胶结为主，粘土矿物以伊利石和绿泥石、高 岭石为主，都易发生速敏反应。
针对这种情况，为了尽可能使流压趋于合理，需重新定位泵挂深度。近 两年检泵时，对泵挂深度大于射孔井段的井适当上提，到 2008 年 9 月底平均 泵深 1730.6m，上提了 49.3m。2007 年和 2008 年 1-9 月检泵井中杆断分别为 32 口和 20 口，上部杆断分别为 17 口和 12 口，占杆断井的 53.1%和 60.0%。
充分认识油井流压偏低造成的负面影响，并采取相应措施是保持或尽可 能接近油井合理流压，使油井产量达到最大，并处于良性状态下生产的关键。 2.油井流压偏低及各项参数不合理产生的弊端
油井各项参数直接影响井底流压和产量，如果流压不足以稳定在油田开发 所要求的合理范围，而是偏低，油井长期处于不合理状态下生产，会逐步暴 露出一系列问题。 2.1 油井流压偏低，结蜡点下移
当 P 流压<1.0MPa 时，2006 年泵效低于 10％井 213 口，占 68.3%。近两年， 通过大力度参数调整，2007 年和 2008 年 1-9 月泵效低于 10％井分别为 176 口和 104 口，占 53.3%和 57.5%。2008 年 9 月与 2006 年同期相比，当 P 流压<1.0MPa 时，泵效低于 10％井少 109 口，下降了 10.8 个百分点。 2.8 流压偏低，能够诱导油井含水上升
历年来全油田发现地层出泥质物井 183 口，除个别井流压偶而波动外， 所有井流压均低于 1Mpa。这些井平均沉没度 14.2m，流压 0.79Mpa。平均静压

油田注水管理规定


第三章 注水系统建立
第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间 要求控制在三个月以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定 经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须 在洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等 重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在 取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。
水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确 定。
第十七条
注水管网应合理布置 。按照配注水量和注入压力要求，控制合理
经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制 在0.4MPa以内。
第三章 注水系统建立
第十八条 注水设备选择。注水设备选择应按照“高效、
第十四条 注水井钻完井。要满足分层注水工艺的要求，优化井身结
构，生产套管的固井水泥返高要达到方案设计要求，海洋、湖泊、河流、 水库、水源、城区等重点生态环保区要求水泥返高必须至地面，利用声波
变密度测井评价固井质量。钻完井过程中要搞好油层保护，保证钻完井液
与储层岩石和流体性质的配伍性。对于疏松砂岩油藏要搞好防砂设计和配 套工艺选择。
第四章 注水调控对策
第二十七条
注水站（管网）调整改造。针对系统管网
和设备腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹
安排，突出重点，分年度安排好调整改造工作。在满足注水
半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷 率应提升至70%以上。
第五章
注水过程管理
第二十八条 加强注水过程管理和质量控制是实现“注好 水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的 源头抓起，精心编制配注方案、优化注采工艺、严格水质监控、 强化注水井生产管理。从地下、井筒到地面全方位抓好单井、 井组、区块和油田的全过程注水管理和注水效果分析评价，实 时进行注水措施跟踪调控。
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杏 2 - 3 - 124 杏 2 - 4 - 606 杏 3 - 丁 1 - 更 328
当射孔顶界油层属三角洲外 前缘席状砂或处于构造倾角较大 区域时 , 式 (4) 在计算时需降低
杏 3 - 3 - 16 杏 3 - 31 - 632 杏 3 - 4 - 更 320 杏 4 - 10 - 619
×ρv21 2
,
(2)
式中 : Re 为雷诺数 ; D管 为主干道管路内径 ; v1 为主干 道内流速 ; L 为主干道至水嘴的管路长度 ;ρ为水的密
度. 选取 8 口井进行现场实测 ,实测管损与计算管损
情况见表 3. 由表 3 可以看出 ,实测结果与计算结果符
合程度较好.
4. 3 合理注水压力公式
p管计/ MPa 0. 013 0. 175 0. 020 0. 095 0. 028 0. 048 0. 012 0. 023
说明 : p管实 为实测管损压力 ; p管计 为通过公式计算出的管损压力.
5 结论
(1) 油层破裂压力与油层本身物性条件及围限流体压力有关.
(2) 注水井合理注水压力受其射孔顶界油层埋深 、物性及构造特征的影响. (3) 注水过程中水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注水量 、水嘴直径和射孔顶深
79. 33
2. 21
6
10
35. 71
91. 10
7
25. 00
88. 00
0. 94
7
22
75. 86
84. 82
11
36. 67
81. 36
2. 55
8
7
18. 42
95. 71
3
7. 89
88. 67
1. 08
式[2 ] ,则沿程阻力损失 p管 为
p管
=
0. 316 4
4
Re
×L ×103
D管
p岩 = p井口 + p静水 - p管 - p水嘴 ,
(3) 说明 : p嘴 为水嘴压力损失 ; Q 为注水量.
式中 : p静水为井筒内静水柱产生的压力 ,且 p静水 =
0. 1 H ×0. 098 1 , 即注水井合理
注水压力公式应为
井号
p井口 = (0. 23 - 0. 1) H × 0. 098 1 + p管 + p水嘴 . (4)
的端部应力集中 ,使岩石的强度降低 ,甚至接近于 0 ;所以在存在先存裂隙和先存软弱面 (如层理 、片理等) 的情况下 ,所有的强度指数均无实际意义.
(3) 孔隙度 、渗透率和流体压力. 实验表明 ,孔隙度大的岩石渗透率一般较高 ,同时强度也低 ,即孔隙 度与岩石强度成反比 ;但由于孔隙度大的岩石渗透性好 ,渗透率低的岩石在流体压力下产生破裂时 ,渗透 率高的岩石并不破裂. 只有当其围限流体压力足够大时 ,岩石才破裂 ;而围限流体压力的大小 ,不仅取决 于原始状态 ,而且与注水时的水驱波及体积相关. 围限流体压力的增大导致注水时渗透阻尼增大 ,压力增 高 ,岩石被破坏 ;流体压力的增高导致岩石孔隙间的压力增高 ,岩石的整体强度变低 ,从而产生破裂.
·43 ·
大 庆 石 油 学 院 学 报 第 28 卷 2004 年
表 1 杏 1～3 区丙北块嫩二段套损与地层倾角的关系
嫩二段底部套损 小区块
井数/ 口 套损率/ % 平均变径/ mm
嫩二段底部错断 井数/ 口 套损率/ % 平均变径/ mm
地层倾角/ (°)
注水井射孔顶深处压力公式为
表 2 不同水嘴压力损失经验公式
水嘴直径/ mm 12. 00 10. 00 9. 00 8. 00 7. 00 5. 00 4. 00 3. 00 2. 40 1. 80
回归公式 p嘴 = ( - 0. 095 420 + 0. 002 670 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 027 114 + 0. 003 027 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 031 500 + 0. 003 732 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 072 700 + 0. 004 656 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 005 146 + 0. 006 880 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 079 000 + 0. 007 920 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 087 150 + 0. 018 670 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 000 686 + 0. 034 670 Q) 2 p嘴 = (0. 174 000 + 0. 042 180 Q) 2 p嘴 = (0. 012 000 + 0. 071 870 Q) 2
大庆石油学院学报
JOURNAL OF DAQING PETROLEUM INSTITUTE
第 28 卷 Vol. 28
第4期 No. 4
2004 年 8 月 Aug. 2004
砂岩油田合理注水压力的确定
梁卫东 , 姜贵璞 , 王丽敏 , 于凤林
( 大庆油田有限责任公司 第四采油厂 ,黑龙江 大庆 163511 )
(1) 三角洲内前缘席状砂. 此类砂岩以粉 、细砂为主. 砂体连续性和油水井间连通状况好 ,注入水不 易造成蹩压 ,井间压差小 ,因此 ,此类油层为射孔顶界时 ,在不超过上覆岩压的条件下 ,可不考虑岩性对注 水压力的影响.
(2) 三角洲外前缘席状砂. 此类沉积多与其他类岩石以薄互层状交互分布 ,其物性较差 ,平均渗透率 在 0. 120μm2 以下 ,砂体平面连通性差 ,油水井间压差较大 ,因此 ,此类油层为射孔顶界 ,应尽量使注水压 力不能过高. 注水压力要低于油层上覆岩压 0. 500 MPa ,以防止注入水在排泄困难的情况下蹩压 ,减弱层 间交合面交合能力 ,而导致窜流.
(3) 滨外坝砂体. 此类砂岩沉积厚度大 ,其平面连续性相对较好 ,因此 ,此类油层为射孔顶界时 ,可不 考虑岩性对注水压力的影响.
套损井 (特别是嫩二段标准层套损井) 与地层倾角有直接关系. 杏 1～3 区丙北块嫩二段地层与倾角 的关系见表 1. 由表 1 可以看出 ,地层倾角较大区域内的套损率明显高于地层倾角较小区域 ;因此 ,在射孔 顶界油层所处构造地层倾角较大的情况下 ,应尽量降低注水压力 ,防止注入水进入薄弱的岩石交合面后 , 在上覆岩层沿地层倾斜面滑动时造成套损. 4. 2 注水压力损失 4. 2. 1 水嘴压力损失
抗张强度为 8. 000 MPa ;围压为 4. 000 MPa 时 ,其抗张强度接近 15. 000 MPa. 这说明 ,岩石强度随围压的升 高而升高 ,且均在围压变化值的 2 倍以上.
3 油层破裂压力
通过实验研究 ,可得
p破 = F + 2 ×0. 23 H ×0. 098 1 ,
(1)
式中 : p破 为油层破裂压力 ; F 为无围压条件下岩石抗张强度 ; H 为井深度 ;因数“2”为在有围压条件下 ,岩
2 岩心实验
2. 1 油层物性与抗张强度 (1) 矿物组成和结构构造. 实验表明 ,组成岩石矿物的硬度越高 ,岩石的强度越大 ;块状岩石的强度大
于各向异性结构岩石的强度 ,如层理构造发育的岩石易于沿层理面产生裂隙 ,从而降低岩石的强度. (2) 先存裂隙. 实验表明 ,岩石中的先存裂隙 ,特别是微裂隙 ,对岩石强度的影响大 ,这是因为在裂隙
摘 要 :为防止砂岩油田超压注水时引起套管损坏 ,通过实验 ,分析了岩石破裂的影响因素 ,得出了油层破裂的压力 计算公式 ,并根据射孔顶界油层特征和注水压力损失状况 ,确定了合理注水压力公式. 研究结果表明 :油层破裂压力与油 层本身物性条件及围压大小有关 ;注水井合理的注水压力受其射孔顶界油层埋深 、物性及构造特征的影响 ;注水过程中 水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注入量 、水嘴直径大小和射孔顶深有关.
收稿日期 :2004 - 03 - 18 ;审稿人 :艾 池 ;编辑 :关开澄 作者简介 :梁卫东 (1971 - ) ,男 ,工程师 ,主要从事油田开发方面的研究.
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第 4 期 梁卫东等 :砂岩油田合理注水压力的确定
2. 2 围压与抗张强度 红 124 井 6. 5/ 55 号岩样实验表明 ,围压为 0 时 ,其抗张强度只有 3. 000 MPa ;围压为 2. 000 MPa 时 ,其
1 基本情况
1977 年 ,杏北地区基础井网平均注水压力比破裂压力低 2. 000 MPa ,全区仅有 2 口注水井套损 ;1978 年 ,部分注水井的注水压力超过射孔顶界油层的破裂压力 ,共有超破裂压力注水井 85 口 (占注水井总数的 37. 28 %) ,平均注水压力超过破裂压力 0. 540 MPa ,其中套损井 10 口 ,年套损率为 1. 09 % ;1979 年 ,超破裂 压力注水井达到 199 口 (占注水井总数的 75. 17 %) ,平均注水压力超过破裂压力 1. 000 MPa ,年套损率达到 1. 55 % ;1980 年以后 ,发现的套损井数进一步增多 ,其中 1986 年达到套损最高峰 ,年套损率为8. 00 %. 随着 近年来对注水压力的进一步控制 ,套损发生井数得到了有效控制[1] .
为定量研究注水过程中水嘴压力的损失 ,多次进行现场数据实测 ,然后根据实测数据回归得到经验公 式 ,见表 2. 按表 2 中公式计算可知 ,在单位时间注水量相同的情况下 ,水嘴直径越大 ,压力损失越小. 4. 2. 2 管损
在注水过程中 ,由于流体与管壁之间的摩擦以及液体内部分子间的摩擦作用 ,注水井存在一定的沿程 阻力损失 ,即管损. 沿程阻力损失与进水管道长度成正比. 等径直管的沿程损失计算采用布拉休斯公
关 键 词 :超压注水 ;注水压力 ;岩石强度 ;套管损坏 ;合理注水压力 中图分类号 :TE357. 62 文献标识码 :A 文章编号 :1000 - 1891 (2004) 04 - 0042 - 03