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低渗透油田注水系统问题探讨_陈涛

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专论石油化工腐蚀与防护Corrosion＆ProtectioninPetrochemicalIndustry2011，28（3）·19·

低渗透油田注水系统问题探讨陈涛1，陈亮2，王英3（1．中国石油化工股份有限公司华北分公司，宁夏盐池751500；2．西南石油大学研究生院，四川成都610500；3．成都理工大学能源学院，四川成都610059）

摘要：目前注水系统现状存在的问题主要是注水井堵塞、泵井压差大、各个小层吸水不均匀、低效泵注水和注水泵效低等。注水系统存在的问题包括油井分布零散、注水井布局不合理、同一区域由于地质条件不同而注水差异大，注水井压力差异大、注水系统设备老化和自动化程度低等。该文以低渗透油田注水系统为背景，从注水参数、注采井网适应性、调剖决策施工工艺技术、分压注水工艺和限压注水工艺方面对优化注水工艺技术及效果进行了系统的分析，并提出几点认识。关键词：低渗透油田注水系统泵效注水工艺中图分类号：TE934+．1文献标识码：A文章编号：1007－015X（2011）03－0019－03

收稿日期：2010－09－26；修稿日期：2011－02－25。作者简介：陈涛（1984－），男，学士，助理工程师。2007年毕业于后勤工程学院油气储运工程专业，现在中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂从事储运工作。E－mail：chentaoly@126.com

中国石化集团华北石油局所属油田均为低压低渗低产的“三低”油藏，自然能量开采条件下，递减率达到30%以上，必须通过注水补充地层能量，才能提高采收率［1］。张天渠油田1996年投产，1997年底开始注水；姬塬油田2000年投产，2001年10月份注水，注水为油田增产和稳产做出了贡献。然而，在“三低”的条件下，注水系统存在着各种问题，但油田要稳产，注水工作必不可少。因此，如何解决低渗透油田的注水系统问题就成了目前的关键所在。1注水系统现状1.1注水井堵塞张天渠油田在注水6a后，注水压力不断上升，个别井甚至达到17.5MPa，接近地层破裂压力。根据注水指示曲线及生产动态分析，认为近井地带发生了堵塞。于2002年对该油田的D977注水井进行了活性水压裂解堵作业，该工艺实施后，油田注水井在注入量保持原有水平的情况下，总体泵压下降50%，有效期达到6个月以上。2009年4月，对HK20井进行非线性波解堵作业，井口注水压力降低了20%，但有效期太短，不到2个月。1.2泵井压差大油田注水设计规范SY/T0005-1999《注水管道直径的确定》规定，从注水站到最远处端点井的压力降一般不宜大于1.0MPa。但中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂（以下简称盐池采油厂）部分注水站的泵井压差在1.5～9.5MPa，泵井压差远超过规定值。监测资料表明，多井配注流程的注水系统，管网压力损失在1～5MPa（远超过了规定的0.5MPa），严重影响了注

水系统的效率。1.3各个小层吸水不均匀

主力开采层分2个小层位：CH1－22与CH1－12，二者间的小层吸水量相差悬殊，最大相差19.35倍，反映纵向上存在着较大的非均质性，有可能出现个别小层的单层突进。1.4低效泵注水与注水泵效低

采油一队注水站CH21层注水泵均为高耗低效的电潜泵，注水泵效仅为37%左右，注水单耗在11.7～19.4度/m3，注水系统效率在23%左右，泵

井压差最高达到14.8MPa。各种参数表明，该注水站CH21层的整个注水系统是在高能耗和低效率下运行。

2注水系统存在的问题

张天渠油田经过10多年时间的注水开发，注采矛盾突出，吸水剖面平面、纵向问题较为严重，注水利用率低。2.1油井分布零散及注水井布局不合理

盐池采油厂的储量控制面积为1744.45km2，目前油井仅120多口，虽然每年仍有不少新井投石油化工腐蚀与防护第28卷产，但油井分布仍然十分零散。油田的多年滚动扩边，造成注水系统面积不断扩大，注水系统在运行中各油井开发时段内注水量的波动，使泵排量与注水量难以匹配，有些局部负荷过重，造成注水系统脱离高效区致使注水系统效率下降，注水单耗升高，同时无形之中也给后期的改造施工加大了工程量。2.2同一区域注水差异大同一油田区块的地质条件也各不相同，使得地面同一区域注水差异大。鉴于此，根据SY/T5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对注水水质标准进行控制。而各个井组的注水压力不同，就必须得分水质和分压力注水，这就要求地面工程规划设计时需要分别建设注水系统，使初期投资及后期运行维护费用增加。2.3注水井压力差异大同一油田或区块，单井注入压力差距大。目前盐池采油厂已开发10多年的老油田多通过老去滚动扩边挖潜而开发低渗透油藏储层，与老区井物性差异大，注水压力差异大，或因断层发育、层间物性差异矛盾突出，注水井的注水压力差异大，而配水阀组只能按照最高注水井的注水压力配水，中、低压注水井节流严重，能量损失大。而各个注水系统又相对独立，区域内不同压力的注水井无法通过管网进行调配，注水泵只能满足最高注水压力的需求，如张天渠油田注水系统，最低注水压力1.0MPa，最高注水压力17.5MPa。注水压力越低的井损失的能量越多，造成整个注水系统效率降低。2.4注水系统设备老化与自动化程度低注水系统设备投产使用时间长，结垢、腐蚀穿孔严重，压力损失大造成系统效率低，腐蚀穿孔影响注水量和注水压力。在多数注水站，一些部位全靠人工操作，系统根本无法达到最佳运行状况。因注水井水量、压力等参数的调整频繁，且注入压力的不同，使注水干线压力常常忽高忽低，人工调整困难。另外，由于区块呈现为低渗透特性，由于低渗透油田具有储层致密、弹性能量小、驱油能耗大、储层孔隙度和渗透率低、吸水能力差、地层已被污染和注水压力高等特点，使得注水系统设施的使用寿命大幅度缩短，地面建设工程量加大、管理难度增加，同时也使注水单耗升高，注水运行成本增加。3优化注水工艺技术及效果分析为了稳油控水，从2002年起，开始在张天渠和姬塬油田进行调剖［2］，取得了较好的效果，尤其是姬塬油田增产、稳产效果明显，当年增油0.14×104t。2003年度产量递增，2004年度综合递减率

保持在10%以下。3.1注水参数

（1）注入压力：这两个注水开发油田所有采油

井及注水井均采取的是压裂投产方式，破裂压力主要在17～24MPa（地面压力）。注水初期各井最高注水压力均要求控制在油层破裂压力的80%，注水正常后则以现场指示曲线拐点压力做为最高注水压力。注水的实际情况表明，随时间的推移，注水压力、启动压力均在逐渐增加，呈现出低渗地层的典型特征，另外还发现拐点压力也在不断上升，到一定程度后趋以稳定。目前部分注水井在达不到配注量的情况下注水压力已达17MPa左右，虽然对个别井已经采取了一些增注措施，但降压幅度及有效期均不很理想。总体上表现为吸水能力低，压力扩散慢的注水特征。（2）注入量与注采比：注入量的确定是在最高

注水压力限定下，根据注采井组内的产液量来确定配水量，一般情况下注采比取1.2左右。如果达不到配注量则维持低注入量并考虑在邻近增加新的注水井［3］。

注采比的确定主要考虑了该油田的实际情况及国内低渗透油田的开发经验。各油田注水前均经过了较长期的自然能量开采，地层亏空大，所以注水初期视情况注采比设计为2.0～2.2，以尽快恢复地层能量，地层能量明显恢复时调为1.5左右，并逐渐调为1.2左右。开发生产的实际表明，当注采比小于1.2，尤其小于1时，油田产量明显下降，大于1.2时产液量明显增加，但过大的注采比容易导致注入水单向突进，使油井过早水淹。（3）储层吸水能力：张天渠储层视吸水指数为

30～200m3/（d·MPa）；姬塬储层视吸水指数为20～136m3/（d·MPa）。井间数值相差很大，每口井

不同时期相差也很大，这可能和储层存在人工裂缝或微裂隙有很大关系。3.2注采井网适应性分析

在困难复杂的井网条件下，还是尽最大努力对注采井网进行了研究与部署。从近几年来的开发情况看，注采井网的选择是合适的。注水过程中，为了提高注水利用率，主要做了以下工作：（1）有针对性的对个别注水井（HK20井）采取“周期注水”；（2）根据注采响应情况和动

·02·第3期陈涛等．低渗透油田注水系统问题探讨态监测资料及时调整配注量；（3）由于油田存水率逐步变低，注水效果变差，油田引入注水井调剖技术，起到了良好的“稳油和控水”效果。3.3调剖决策与施工工艺技术（1）调剖选用RE决策技术：该技术基于油藏工程研究，包括静态地质研究和注采动态研究，首先进行单因素决策，在单因素决策基础上对各种因素进行综合分析决策，即多因素综合决策。（2）调剖工艺技术：①其机理是利用高分子聚合物，从注水井进行有效封堵高渗透层段，注水时水流方向将发生改变而流向受阻力小的中低渗透层，可调整注水层段的吸水剖面，从而达到提高波及程度、扩大水驱面积的效果；②调剖后效果：吸水指数明显降低，启动压力上升；吸水剖面由原来的单一较薄的吸水段变为整体均匀吸水；增产效果明显。DJ3023井组月产量由调剖前的320t上升到年末的640t。3.4分压注水工艺注水系统管辖区内不同注水井的吸水能力不同，造成注水压力差别较大。假如为迎合部分高压井而被迫提高整个管网的注水压力，则节能损失将大大增加。这时应把高压井和低压井区别对待，采取高压井与低压井使用相应压力的注水设备和管网。2008年7月对张天渠油田注水站进行改造，把低效的电潜泵更换为柱塞泵，同时根据各个注水井组的压力和注水量，分别设计不同压力的柱塞泵和管网，实行分压注水，达到降低注水单耗的目的。实施分压注水技术后，平均注水单耗由改造前的11.1度/m3降低到7.9度/m3，每年可节约用电量3.67×104度，节省电费2.45×104RMB￥，投资回收期为2.4a。3.5限压注水工艺姬塬油田注水站CH12层注水系统建于2001年，注水不久之后，注水压力不断升高，对注水井进行调剖之后，注水效果有所好转。最近注水压力已达13.0MPa，对注水井测指示曲线，经计算，该井的拐点压力为13.2MPa，于是对该井进行限压注水工艺，把注水压力控制在拐点压力之下，调整配注量，实施限压注水之后，取得一定的效果。平均注水单耗由改造前的10.4度/m3降低到7.1度/m3，每年可节约用电量4.13×104度，节省

电费2.77×104RMB￥。

4结论

（1）已建注水站大多采用注水泵工艺，注水泵

的排量基本可以满足区块配注量匹配的要求，在此基础上，建议对注水泵增加变频器、合理控制变频器，进一步提高效率。通过精细化管理，提高员工的节能降耗意识、现场合理操作，实现注水泵排量匹配是降低注水单耗的有效途径［4］。

（2）继续抓好注水系统的优化运行工作，控制

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低渗透油田超前注水开发技术研究

低渗透油田超前注水开发技术研究

低渗透油田超前注水开发技术研究随着经济的发展，越来越多的低渗透油田得到开发，由于低渗透油田存在着启动压力梯度和节制变形的缺点，为了改变这些缺点，借鉴国外油田的开发技术研究出超前注水技术，并在我国也得到了广泛应用。

这种方法对低渗透油田开发是一种有效的方法，对提高低渗透油田开发有指导性的效果。

标签：低渗透油田；超前注水；技术开发超前注水技术是提高地层压力的一种方法，在油田投入生产之前先将油井关掉，再通过超前注水方法提高地层压力，当地层压力达到一定标准以后油井才开始生产，并且在生产过程中通过调整注采比控来控制油田的地层压力。

这种方法对低渗透油田开发是一种有效地方法。

对同类油田开发有指导和借鉴的作用。

1低渗透油田存在的问题低渗透油田可以说是我国的油田开发的主战场，规模已经占到总量的70%以上，但是低渗透油田在开发过程中还存在很多的问题，低渗透油田的压力低，对于浅井来说压力低更是一个致命的弱点，井越浅钻井液的压力就小，一旦地层的压力发生不平衡现象，尤其就会上窜，由于井的深度不够，所以尤其就会在很短的时间内冲到井口，没有处理的时间，如果井没有技术套管，就会出现井喷现象，就算关上井也很容易在上部憋漏。

低渗透油田的孔道狭窄，所以当油水在孔缝中渗流时在流经孔喉时阻力就会变大，就会导致部分留在孔喉处，这样就会使孔喉处的直径变小，也就导致了油的渗透率降低，就会出现水锁现象。

这些现象都会造成低渗透油田在开发过程中出现危险，低渗透油田还因为其自身问题，导致开发难度大的现象，只有不断改进和完善技术，才能达到高产出、低成本的目的。

2 超前注水技术的开发原理超前注水技术在低渗透油田使用后经过一定时间的注水后，就会使地层压力高于原始地层压力，建立有效的压力驱替系统，降低油井初始含水率，提高油田的采收率。

超前注水技术的开发应用对解决低渗透油田有显著的效果，超前注水技术能够提高地层压力减少对地层的伤害，裂缝性低渗透油田在地层压力大幅度下降之后油层孔隙就会减小，就会导致裂缝的闭合，渗透率的降低，实验研究表明，当地曾压力下降以后再恢复到原来的压力是不可能的只能达到原来的60%左右，这样就会导致储层渗透率的变差，而超前注水技术的应用就可以很好的解决这一问题，保持地层的压力，避免渗透率的变差。

采油废水用于低渗透油田注水处理技术探讨

采油废水用于低渗透油田注水处理技术探讨

采油废水用于低渗透油田注水处理技术探讨在我国科学技术不断发展的时代背景下，我国油田领域内的技术水平也得到了相应的提高，其中可利用低渗透石油资源的开发力度逐渐加大。

但是，在实际低渗透油田开发过程中，由于工作人员没有对生产废水处理工作的形成重视，从而给环境造成了严重的负担，阻碍了可持续发展的建设步伐。

基于此，从保护环境角度出发，采油废水低渗透注水处理技术是十分有必要的。

而文章围绕该技术方面展开详细分析，希望能够给相关人士提供重要的参考价值。

關键词：采油废水；低渗透油田；注水处理技术在当下时代中，人们对低渗透油田进行了不断的建设与开发。

为了做好低渗透油田开发工作，就必须按照较高标准实施低渗透油田废水处理工作。

在此背景下，具有较高效果的注水处理技术受到了社会各界的高度关注。

为了促使我国油田资源开发有序进行，文章将以采油处理技术的应用意义以及应用现状为切入点，重点对采油废水处理应用控制策略展开全面分析。

1 采油处理技术的应用意义以及应用现状1.1 采油废水用于低渗透油田注水处理技术的现实意义根据真实调查数据显示，在我国当下的总探明储量中，低渗透油田资源量占据了20%的比重，但是真正利用效果却远远不能达到预期目标。

我国资源开发的可持续发展，因为低渗透油田开发过程中废水问题，受到了严重的阻碍。

为了促使生产废水达到低污染的要求，油田企业就应该以实际情况为出发点，以油田采出水回注率为基础，制定出最为完善的废水优化方式。

基于此，才能促使我国低渗透油田开发建设为我国持续发展建设加油助力。

1.2 采油处理技术的应用现状所谓的低渗透油田采油废水的注水处理，简单来说，就是采用科学的手段，有效控制采油废水以及些许污染物，以油颗粒粒径及悬浮物含量为控制对象，以压力除油罐和粗粒化罐作为主要设备，工作人员按照严格的标准进行废水的初级处理，然后借助预滤器处理其中没有完全溶解的石油类物质，等到该项工序完成后，再应用精滤器对其进行二次的处理，促使低渗透油田采油废水处理达到最好的效果，从而有效避免油田开发建设中造成的环境污染问题。

低渗透油田注水开发注水水质问题分析

低渗透油田注水开发注水水质问题分析

低渗透油田注水开发注水水质问题分析摘要：在油田开发当中低渗透油田占据了较大比重，由于低渗透油田的孔隙小、渗透率低，导致油田开发的难度较大，采油效率较低。

针对低渗透油田最为有效的开发手段就是注水开发，在对低渗透油田采取注水开发手段的过程中，注水水质会直接影响油田开发的效果。

因而在低渗透油田开发中，必须对影响注水开发效果的因素进行合理分析，科学把控注水水质，保障油田开发的质量和效率。

本文通过探讨低渗透油田注水开发中注水水质的问题，为相关工作的开展提供参考。

关键词：低渗透油田；注水开发；注水水质；问题研究引言：为了提高低渗透油田的开采效率，一般需要借助于注水开发的手段，而注水开发受水质影响较大，如果注水过程中存在水质污染、水压控制不力等问题，会对油田开发造成不利影响。

因此，针对油田开发中常见的低渗透油田的注水开发问题，需要加强对注水水质的把控，合理控制注水速度与压力差，确保注水操作的规范化与标准化，从而尽可能减低水质及注水操作对低渗透油田开发的不利影响，推动油田企业的稳步发展。

1低渗透油田开发的现状分析1.1注水井的分布比较分散在低渗透油田开发中采用注水开发的方式可以通过改善地层中的压力提高石油开采量及开采效率，而注水井的分布则直接关系到了注水开发的水平，但目前由于部分油田注水井的分布比较分散，加之油田所在区域的地质位置及地质结构比较复杂，使得注水井的施工质量参差不齐，部分注水井本身的分布位置不合理，造成使用率较低，不但增加了油田开发的成本，也影响了低渗透油田的开发质量。

1.2注水井的性能差异较大我国地域辽阔，油田分布十分广泛，不同地区的注水井由于地理位置、施工环境、使用年限等的差别，造成注水井的性能差异较大，而注水井的压力会直接影响其开采量，造成石油开发效率的差异。

1.3注水设备不完善注水设备的性能对于低渗透油田注水开发的结果影响巨大，在注水设备长期的使用过程中，受多种因素的影响会加速注水设备的老化，如果设备的更新换代不及时，设备维护检修工作不到位，就会造成注水设备的性能下降，给低渗透油田的注水开发造成不利影响。

对某低渗透油田注水开发技术方法的探讨

对某低渗透油田注水开发技术方法的探讨

对某低渗透油田注水开发技术方法的探讨摘要：本文阐述了低渗透油田地质一动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成了一套开发技术和方法，注水与采油同步进行，保持油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。

关键词：低渗透油田注水井网波及系数一、地质一动态特征1.受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏一是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井与开发的难度；二是储层砂体规模小，开发井网水驱控制程度低。

油田在300m井距反九点注水方式下，75%的储量井网水驱控制程度不到60%，影响了油田注水开发效果的提高。

2.储层渗透能力低，油层薄作为开发目的层的扶余油层属于特低渗透性储层，井点平均空气渗透率只有（5.0～30.1）×10-3μm2，平均有效孔隙度14.77～17.77%。

由于油层物性差，油井自然产能低或根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。

开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。

有30%的注水井日注水量小于5m3/d，有20%的油井不能正常出油，注不进采不出成为开发中的主要矛盾。

3.天然能量普遍较低，油井投产后压力、产量下降较快试验区天然能量开采8个月，地层压力由8.4M P a下降到6.0M P a，单井产量由9.8t/d下降到2.5t/d。

4.储层裂缝发育，注水开发中水沿定向裂缝推进较快油田主体区块，注水过程中1/3油井含水上升快，产量递减快；2/3油井注水受效差，压力产量低，开发过程中平面矛盾十分严重。

二、注水开发技术方法针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成了一套开发技术和方法：1.注水与采油同步进行，保持油井具有较高的产量针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的。