低渗油藏水井压裂增注优化研究

低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施随着我国的经济在快速的发展，社会在不断的进步，针对某区块存在的高压注水井欠注问题，从区块地层、注入水水质以及地面注水系统三个方面进行综合分析，制定科学的整改措施。

通过实施地层有效治理，对欠注井平均注水压力降低和单井日均增注效果明显。

对地面注水系统实施改造，会大幅降低管网末端管损和欠注率，有效解决区块高压欠注问题。

标签：低渗透油田;注水井;高压欠注;注水系统引言注水是油藏开发中后期重要提高采收率措施之一，对于低渗油藏而言，由于储层物性较差，注水过程容易产生储层堵塞等问题，造成地面注入压力过高，管线注水困难，影响油田整体的开发效果。

因此，低渗油藏在开发中后期注水过程，不可避免地需要采取技术手段来应对注水困难造成的影响。

目前主要的技术措施有：振动解堵技术，利用井下振动源产生脉冲水流，从而消除地层内贾敏及堵塞效果;脉冲解堵技术，利用脉冲仪器对地层造成脉冲波，从而达到储层解堵的目的;超声波地层解堵技术，利用超声波产生的机械作业，造成地层内蜡堵、粘土颗粒等堵塞，并降低地层内原油黏度，改善原油流度比;注入表面活性剂，降低地层内油水界面张力、提高储层内油水相对渗透率，从而改善注水效果。

对于低渗储层增注技术研究，国内外诸多学者已做了大量的研究，例如陈东升等分析了油藏注水井欠注原因，概括了酸化增注技术应用现状，分析了多种解堵酸的增注应用效果，提出了增注技术的发展趋势;等研制了一种低伤害、缓速酸液体系，应用于欠注井中有效的改善了储层渗流能力，提高了注水效果;等针对油藏欠注的问题，分析了储层物性、筛选了酸液体系，利用氟化氢铵解堵进行地层解堵，取得了良好的效果;分析了各种酸液增注技术的应用效果，重点介绍了活性降压增注、分子膜复合增注、径向钻井增注等技术的应用效果，为低渗储层增注技术提供借鉴;针对低渗油藏欠注及注水压力较高的问题，分析了目前常见酸液体系的应用情况，筛选出适合胜利油田的增注酸液，并提出了未来增注技术的发展方向。

41长庆油田采油三厂靖安油田D油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，无断层发育，属于典型的超低渗的油藏。

随着油田持续开采，油藏开发进入开发中期，开发面临的问题矛盾日益突出，油井长期低产低效问题难以解决[1]。

采用常规压裂措施后产量稳产期短，含水升幅高[2]，无法满足当前阶段的油田生产开发需要，因此，亟需研究新的工艺方法解决当前油井低产低效的现状。

近年来，为了改善井网的水驱效果，长庆油田开始试验了宽带压裂技术，先后在多个油田取得了较好的应用效果[3-5]。

宽带压裂技术是在初次常规压裂的基础上对油藏进行二次重复压裂改造的过程，通过缝端暂堵及缝内多级暂堵技术提高侧向压力梯度，增大了裂缝的侧向波及范围，改变了优势水驱方向，并且通过对堵剂的不断优化，实现了提液控含水、提高单井产量，有效的降低油藏递减速度，为采油三厂中高含水阶段油藏高效开发具有深远的指导意义。

1 宽带压裂技术实施背景1.1 储层物性差，低产低效井占比高靖安油田D油藏北部、东部、西北部物性相对较好，单井产量相对较高，油藏南部、西南部物性较差，单井产量低。

经过统计发现，油藏物性较差部位油井低产低效占比高，为30%。

分析认为，由于储层物性差，导致注采系统主、向侧向井无法形成有效驱替是造成油井低产低效的主要原因。

而宽带压裂技术通过“控制缝长、增加带宽”的思路对储层进行大规模改造，主向裂缝半长控制在110~120m，侧向裂缝带宽控制在50~60m，可以建立超低渗透D油藏井组的有效驱替，实现油藏高效开发。

 1.2 常规压裂效果差，侧向剩余油动用少通过对靖安油田D油藏2018—2021年常规压裂实施效果进行统计。

结果表明：四年内实施常规压裂后油井平均单井日增油0.76t，措施增油水平较低，难以充分动用侧向剩余油；措施后油井含水达60%，含水增幅超过20%，达到21.1%，这对中含水期油藏开发非常不利。

因此需要对常规压裂的工艺参数进行优化，在提高单井增油的基础上控制含水上升幅度，见表1。

新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。

关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。

储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。

而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。

一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。

针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。

1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。

2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。

3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。

4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。

在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。

5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。

低渗透油藏压裂注水机理及工艺方法的论述摘要：我国是一个低渗透油藏资源十分丰富的国家，在未动用的油气地质储量中，低渗透油气藏占据很大的比例。

到目前为止，对于低渗透油藏主要采取注水开发，但是由于低渗透油藏中的特殊的孔隙结构、地质构造以及注水伤害等原因，导致了我国注水的困难，波及系数的降低，采收率的下降。

本文主要对我国低渗透油藏压裂注水机理以及工艺方法进行简要的分析。

关键词：低渗透油藏压裂注水机理工艺方法一、低渗透油藏注水现状我国的大部分低渗透油藏主要是以注水开发为主。

这是因为低渗透油田的渗透率较低、空隙度较小等特征，低渗透油层一般吸水能力较低，价值油层中的矿物遇到水会膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，以及水质的原因，地层极易堵塞，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量的迅速递减。

注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，与此同时长期高压注水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。

为了提高水驱效率，需要增强注水，目前增注工艺上主要采取酸化、补水、分层注水等常规措施方法，但是酸化有效期短，对进井地带受到二次伤害。

二、低渗透油藏的水力压裂注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使得注水能耗不断增加。

长期采用高压注水容易导致套管的损坏，水井欠注使得储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率的减小。

为了提高水驱效率，必须增强注水，目前增强注水既有物理方法也有化学方法，主要包含常规压裂增注、震荡、酸化等增注技术，但是均存在有效期短、费用较高、二次伤害，因此研究压裂增注有重要的意义。

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要的技术，在我国低渗透油气藏的开发中得到了广泛的应用，它主要是利用地面高压泵组，把高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此高压大于井壁附近的地应力和地层岩石抗涨强度时，在井底附近地层就会产生裂缝。