水井增注实用工艺技术Word文档格式.docx

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在注水过程中，外来流体与油气层的岩石和流体接触，并发生各种物理、化学变化，造成地层损害。

注水过程造成的油层伤害具有以下特点：

贯穿注水过程始终,具有长期性；

注水造成的伤害具有复杂性和综合性；

表现为伤害部位多、面积大，低渗透储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，容易被污染堵塞。

一、吸水下降机理

引起注水井吸水能力下降的原因可综合为以下几个方面：

（1）注入水中机械杂质影响

在注水开采过程中，如果注入水水质不符合要求，固相悬浮物随之侵入地层，在孔隙喉道处形成堵塞，造成地层伤害。

杂质含量越高，颗粒直径越大，对地层的伤害越严重。

固相颗粒堵塞伤害的根源受外界因素的影响;

而固相颗粒侵入后使油层渗透率下降的幅度与岩石的孔隙结构有关。

注水过程中，大于孔喉直径1/2的颗粒多在射孔炮眼渗滤面处堵塞，形成较易处理的外滤饼；

等于孔径1/3～l/10的固相颗粒可进入近井地带（半径小于10cm）形成内滤饼；

小于孔径1/10的颗粒可随注入水流动，不致严重堵塞近井地带，但对深部地层的渗透性有影响。

（2）注入水与设备和管线的腐蚀产物（如氢氧化铁及硫化亚铁等）造成堵塞；

注入水中所带的细小泥沙等杂质堵塞地层。

（3）细菌堵塞：

注入水中所带的细小微生物（如硫酸盐还原菌、铁菌等），除了它们自身有堵塞作用外，它们的代谢产物也会造成堵塞；

当过滤器和地层被腐生菌产生的荚膜黏液堵塞时，用酸化及一般解堵方法不能解堵，黏液附在设备内壁会形成浓差电池，形成有利于硫酸盐还原菌及铁细菌生长的局部厌氧环境,导致点蚀。

细菌主要通过以下方式损害油气层：

菌络堵塞。

细菌进入储层后，只要有适宜的条件，它们就繁殖很快，并常以菌络存在，这些菌络体积较大，可堵塞孔道，降低储层渗流能力。

粘液堵塞。

腐生菌和铁细菌都能产生粘液，这些粘液的产生不仅易于堵塞油层，而且还为硫酸盐还原菌的生长提供局部的厌氧区，使之得以繁殖。

由粘液形成的堵塞很难处理。

其它损害。

细菌活动产生的CO2、H2S、S2-等，可引起FeS、碳酸钙等无机沉淀的生成，由铁细菌氧化形成的氢氧化铁沉淀也可堵塞渗流通道。

细菌的繁殖与损害将随着地层水矿化度、地层流体温度和含油饱和度的降低而增强。

（4）注入水中含油影响

对低渗透油藏，即使按照目前标准，注入水中含油量等严重超标，影响低渗透油藏注水效果。

含油污水的油-水体系的性质决定了油在水中的分散状态和粒径大小。

油-水-岩石体系中，油的聚合、累积、吸附等将给油层渗透性等带来许多不利影响。

注入水中的油及其乳化物表现为液锁、乳滴吸附喉道表面，堵塞或减小喉道。

（5）注水过程中储层粘土矿物敏感性堵塞地层

粘土膨胀是粘土吸附水而膨胀,尤其是在滤液的含盐度低于地层水的含盐度、粘土中的蒙脱石和混层粘土含量高的情况下,粘土膨胀相当严重。

当储层的粘土含量越高,渗透性越差,滤液的矿化度越低,酸碱性越强，粘土膨胀越厉害。

油藏中的粘土按成分分为四类：

高岭石、蒙脱石、伊利石和绿泥石。

不同的粘土对地层造成的伤害机理不同。

高岭石具有微小膨胀性能，这类粘土可以释放到流体中，若孔隙表面不重新吸附，会产生运移，因而产生的是“运移型”地层伤害；

当进入油层的流体的化学成分和矿化度与其不配伍时，岩石中的膨胀型粘土便能在其外表面或单元型和含量有关。

根据研究，蒙脱石是膨胀型粘土，遇到淡水后能够膨胀到原来体积的几倍，膨胀的程度随蒙脱石组矿物含量的增加而增大。

膨胀的结果导致孔隙度降低，渗透率下降；

伊利石能够形成多种晶体结构，有时以不规则的纤维状结构在孔隙中生长；

绿泥石是强酸敏的，酸处理后同铁的化合物作用形成沉淀。

同时，砂岩油藏还存在其它微粒：

如石英、长石、云母、方解石、白云石、菱铁矿、氯化物和重晶石等。

这些微粒同粘土微粒一样，也会在孔隙表面沉积，在孔喉处发生“桥塞”或“卡堵”。

粘土膨胀的大小与水的性质有关，通常淡水比盐水使粘土膨胀的大，由于地层水含盐量高，因而一般注地层水比注地面水引起的粘土膨胀要小。

此外，粘土中最小颗粒含量愈多，则膨胀性愈大。

不同种类的蒙脱石粘土膨胀能力也不同，钠蒙脱石具有最强的膨胀性，可膨胀到原来体积的10倍。

而钙蒙脱石只具有中等膨胀能力。

这些粘土因水化膨胀减小油层孔隙通道而造成油层渗透率伤害。

（6）微粒运移

微粒运移是由化学反应（生物沉降作用）和物理反应原因引起的,其中最重要因素是流体流速。

微粒运移在各种作业环节都可能发生而且在各种伤害的可能原因中是最主要的一种。

微粒因素：

内部微粒：

油层内部粘土的膨胀、运移和再沉积是油层伤害的主要因素之一。

沉积中的粘土有两个来源：

碎屑粘土和自生粘土。

所有类型的粘土都具有吸水特性，有的甚至会与水发生水合作用，产生膨胀。

外部微粒：

在油田开发中，注入流体也可能含有各种微粒杂质。

外部固体微粒的入侵、在孔隙内运移、孔隙表面沉积或孔喉处卡堵，也会在注入井附近产生严重堵塞。

它是比较普遍和相当严重的地层伤害，几乎所有生产油、气的储层都含有一些细小矿物（粘土和粉砂）颗粒，它们是可运移的微粒的潜在物源，微粒运移伤害是由包括粘土颗粒、非晶质硅、石英、长石、云母和碳酸盐岩石颗粒等多种微粒运移造成的。

微粒运移是一种运移、转移现象，主要取决于水动力的大小，流速过大和压力波动过大都会促使微粒运移。

微粒要么胶结在骨架颗粒上，要么松散地附着在孔壁上。

如果流体的粘滞力和界面力能使微粒脱落运移，那么发生运移的微粒是松散附着的微粒，而不是与基岩胶结良好的微粒。

但是如果流体产生的水动力很大，超过了微粒间或微粒与基岩间的胶结强度，那么与基岩胶结良好的微粒变得松散易动，它们将随流体运动而运移至孔喉处，要么单个颗粒堵塞孔隙，要么几个颗粒同时通过孔喉时桥架在孔喉处形成桥堵，并拦截后来的颗粒造成堵塞性伤害。

为了提高水驱效率，必须增强注水，目前增注工艺上主要采酸化、补孔、分层注水等常规措施方法，但有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。

二、增注必要性

注水开发是最经济的提高采收率的技术手段，在国内外进行了广泛应用。

注够水、注好水是油田稳产的基础。

相对于中高渗油藏来说，低渗油藏的难点是注水困难，存在注水启动压力高，渗流阻力大；

储层敏感性强，注水井能量扩散慢，注水压力不断上升；

吸水能力低，且吸水能力不断下降等问题；

从而导致低渗油气藏的注水开发效果不佳，地层能量得不到有效的补充，油井产量下降快，油层动用状况差。

在低渗油藏的水驱过程中，一般都要出现注入能力降低现象。

注水过程许多因素影响注入速率和注入压力，如注入指数、岩石和流体的特性、井的几何特性、运移比等。

但是操作效率和地层伤害是主要影响因素。

操作效率取决于如下几个因素：

能量供给、井口/海上平台条件、设备设计、泵效率及操作人员的熟练程度。

地层伤害是由于地层细颗粒的运移、盐的沉淀、水中固相或油相堵塞孔喉造成的。

这些颗粒全部保留在油藏岩石的孔隙中，并形成泥饼，使渗透率降低，注水能力下降。

解决注水能力下降的通常技术方案是处理水质或进行井下作业，但是这些操作成本都是十分昂贵的。

一个低成本的解决方案是提高注水压力，允许注入效率有一定程度的降低，这样可以避免注入量的降低，这样通常导致注水时产生裂缝，并扩展。

近年来，利用这一原理，形成了裂缝扩展注水技术。

目前低渗透油藏主要采取注水开发，但由于低渗透油藏特殊的孔隙结构以及注水伤害等原因，导致注水困难，波及系数降低，采收率减小。

目前增强注水主要有物理方法与化学方法，主要包括常规压裂增注、振荡、酸化等增注技术，但均存在有效期短、费用较高、二次伤害等问题，新创新的工艺有裂缝扩展注水技术、活性剂增注工艺，分子膜增注工艺、水质处理精细注水工艺。

为此，针对注水井的增注学习的主要技术有：

裂缝扩展注水技术，酸化增注工艺，压裂增注工艺，活性剂增注工艺，分子膜增注工艺，水质处理精细注水工艺；

配套技术还有注水评价技术。

一、概念

裂缝扩展注水技术是运用常规的水力压裂原理，在低渗透油藏注水井中实施的一种提高注水量的技术措施。

低渗透油藏中，由于储层的渗透率较低、渗流阻力大、以及常规注入水水质的影响，使地层吸水能力差。

在这种情况下，保持注水量不变，提高地面注水压力，当井底压力达到地层破裂压力时，就会在沿垂直于最小主应力方向产生裂缝。

缝表面未受污染，吸水能力增强，此时若仍保持注水量不变，地面注水压力瞬间会自然下降到某一值。

继续注水，由于水质、出砂等原因污染新裂缝表面，注水压力逐渐上升，当达到地层破裂压力时，在裂缝尖端，又会沿原裂缝方向产生新的裂缝，新缝表面渗透率增加，注水压力瞬间降低。

以此类推，裂缝扩展呈现不规则的周期变化，缝长逐渐增加，直至合理的范围。

二、机理

研究裂缝扩展注水的机理，形成裂缝扩展注水的力学模型，建立裂缝扩展周期、滤失系数以及裂缝扩展缝长增量的计算方法；

其次，采用双向通信方法，把裂缝生长模拟与油藏模拟进行整合，形成裂缝扩展注水动态模拟软件，并进行裂缝扩展注水开发影响因素的规律性分析。

初步研究表明：

裂缝扩展注水技术对采收率的影响是显著的。

要使裂缝扩展注水技术发挥最佳的经济效益，必须对这一技术的适应性进行研究，包括该技术适应的油藏类型、井型、井别、注水井与生产井的空间分布（井网类型）、裂缝起裂时间、裂缝扩展的速度和方向等施工参数优化及经济评价。

为提高低渗油藏的注入量，通常要提高注水压力。

但是传统的技术方案是将注水压力控制在破裂压力以下，避免储层压裂。

近年来一些油田也在尝试注水井压裂提高注水效果的技术措施，但是，研究表明，压裂后注水能力迅猛升高，会降低原油的采出程度。

且注水井压裂，缝长比不宜过大。

随着注入时间的增加，注入量也不可避免地降低。

新的注水技术路线：

恒定注入能力，将注水压力逐步提高到破裂压力，压裂地层，随后裂缝逐步扩展，直到缝长与井距比达到0.25。

这样采用合理的井网既可以提高注入效率，又可以提高驱替效率。

三、裂缝扩展影响因素

裂缝扩展注水技术涉及诸多影响因素，同时对开发指标如采收率、波及系数等有重大影响。

若采用此技术开发低渗油藏，必须结合油藏的实际情况，优化工艺参数，才能取得最佳的开发效果。

波及系数是指水驱油田水波及到的区域与油藏总区域的比值,可以分为体积波及系数（EV）和面积波及系数（EP）。

影响波及系数的因素很多,如油藏非均质性、井网、油水粘度比、重力、毛管力、注水速度等因素。

一般计算波及系数的方法很难将这些因素都考虑到，但是数值模拟就可以比较容易地考虑这些因素：

（1）对于低渗透油田，裂缝扩展注水技术对采收率的影响显著；

对采收率的影响规律：

0°

裂缝的采出程度略低于理想状态下的采出程度，而45°

和90°

裂缝采出程度与理想注水采出程度一致；

且裂缝扩展注水的采出程度远高于无压裂常规注水的采出程度。

裂缝时波及系数最大，45°

裂缝时次之，90°

裂缝时更小，理想状态无裂缝时波及系数最小。

（2）注入量对裂缝扩展开发效果有影响：

对本研究所用区块情况，注入量为60方/天时，0°

裂缝和无裂缝理想状态下采出程度基本一致，注入量80方/天时，有裂缝与无裂缝状态相比，采出程度有所降低；

注入量100方/天时，采出程度降低幅度有所增大。

（3）水质对裂缝扩展注水的影响规律：

无论水质好坏，90°

和45°

裂缝扩展对采出程度影响很小；

裂缝时，水质好，采出程度高，但影响幅度不大。

水质对波及效率的影响很小。

（4）井距对裂缝扩展注水的影响规律是：

随着井距的增加，任意角度裂缝的采出程度都下降。

（5）井网类型对裂缝扩展注水的影响规律是：

裂缝扩展注水与不压裂理想注水的规律一致，即反九点法的采出程度略有降低，其它井网相同。

（6）注水时机的影响规律是：

越早注水，采出程度越高。

但最终采收率相差不大。

不论何种情况，与考虑注入量下降情况相比，裂缝扩展注水技术能够大幅度提高采出程度。

第二章压裂增注工艺

分层压裂技术：

在一口井上存在多个压裂目的层时，如果不采用分层压裂技术，往往只能压开一个目的层，从而使油井达不到预期的产能。

分层压裂技术可分为两类：

第一类是机械封堵逐层压裂的分层压裂技术，这类分层压裂技术主要有封隔器机械分卡压裂方法、暂堵剂多裂缝压裂方法等。

第二类是分流分层压裂技术，它是利用压裂液通过已压开层射孔炮眼时的力学特性，迫使压裂液分流并提高井底压力，使破裂压力不同的各目的层都相继被压开，最后一次加砂同时支撑所有裂缝，完成全井压裂。

这类分层压裂技术的代表是限流法压裂技术。

水力化学压裂技术：

该压裂技术的机理是充分利用已压开的裂缝，通过物理化学作用有效的处理基岩，提高渗透率。

该项技术的施工工序一般为：

注入带表面活性剂的盐酸溶液、注入带原油和砂子的石灰粉碱性溶液、注入组分同前但不加砂的顶替液，再注入盐酸溶液，最后注入5%浓度的碱性顶替液。

水力化学压裂的特点是井的产量稳定，因为在压裂过程中在近井底地带聚集了弹性和气体能量，并且建过压开的裂缝使基岩投入了有效的开采。

试验表明，注入的化学溶液和砂子量越多，水力化学压裂的效果越好。

该压裂技术可增产2～3倍。

水平井压裂技术：

以前油田开发一般采用垂直井，钻开油藏的部位仅限于油藏厚度的范畴；

而从油藏的平面看，一口垂直井只不过是一个“井点”，注采进程只在各井之间进行，注采井底流动压力显然较大，注采量受到了限制，而且在注采过程中出现了各种各样的“绕流”和“死角”,从而形成了各种难以动用的死油区，严重影响了波及范围和可采储量的利用程度。

水平井技术的出现使“井网”有了现实意义，水平井段相当于井网的联络，改变了以前垂直井和油藏的“点”接触，而变成了水平井与油藏的“线”接触，使开采效益有了很大的提高，特别是对于多垂向裂缝系统的油藏、低渗透率油藏、薄层油藏、多层油藏、气顶低水油藏、稠油油藏等。

多缝加砂支撑压裂技术：

该方法是利用一次压裂作业造成3～6条高导流能力的填砂裂缝来提高储层的产液能力。

基本的原理使用爆炸脉冲压裂能在井筒周围地层产生多条放射状短裂缝的特性，首先在近井带造成短缝后，改造其地应力场，然后利用暂堵性压裂液依次压开并延伸原爆炸短缝后再填砂支撑。

它是常规水力压裂和爆炸压裂的有机结合，克服了常规水力压裂受地应力控制，水力压裂裂缝具有的“单一性”问题，以及爆炸裂缝短，且不能支撑，导流能力低的弱点，保留发扬了水力压裂作用距离远，导流能力高和爆炸压裂不受地应力控制可形成多条放射状短缝的优点，实现了储层压裂的多缝支撑，达到全方位改造储层的工艺目标。

低压油井的泡沫压裂技术：

该压裂技术与常规水力压裂原理相同，但改造效果不大一样。

低压油井压裂施工能否成功取决于所用的压裂液，它需要对地层损害小、静水压头低，漏失比小，携砂能力好及返排快等性能。

在处理低渗透、低压、水敏油层式，使用泡沫压裂夜尤为合适。

泡沫压裂液以酸、水、水-酒精或烃类为外相，用表面活性剂作发泡剂，其浓度在1%以下。

用一种可增能的气体，一般用CO2或N2作为泡沫内相，气体起驱动作用，促使压裂液返排到井中。

泡沫要求具有很好的稳定性。

国外已研制出延缓交联剂（靠时间和温度激发）可在地面产生线型凝胶泡沫，而在井底使之具有泡沫交联凝胶的性质（通常称为交联泡沫）。

交联泡沫的滤失量比普通泡沫少50%。

由于液相交联，泡沫稳定性提高，粘度提高。

该压裂液的增产量为常规压裂的4倍多。

低渗油层的优化压裂技术：

美国L.K.Britt等人通过对低渗透油藏油井压裂效果进行分析研究认为，1～10md的低渗油层的最佳水力压裂裂缝形态是具有高导流能力的短裂缝。

用二维三相模型模拟研究了压裂对五点井网注水采油的影响。

模拟结果表明，当考虑的不利定向裂缝长度超过井距的25%时，采收率会降低。

应用西得克萨斯州地层的物性模拟研究了压裂对二次采油的影响。

模拟结果表明，对注采井进行压裂产生高导流能力的短裂缝，使五点法注水开发效果最佳，即最佳裂缝为导流能力高的短裂缝。

这一模拟结果已由西得克萨斯州NorthCowden和AntonIrih两开发区的油田实例所证实。

改变应力的压裂技术：

基于美国L.R.Warpinski等人在科罗拉多州的多井试验场研究了改变应力的压裂。

所谓改变应力的压裂是：

对某井的地层进行水力压裂时因受邻井原有压开缝产生的应力扰动的影响，使该井的新压开缝重新取向，也即当新压开缝延伸进入已发生应力扰动的区块后而产生重新取向。

这种压裂极适用于天然裂缝性低渗透镜范围小的区块，因这种压裂的裂缝与天然裂缝不平行，可交汇更多的天然裂缝，故而造短的裂缝能够使井有更大的产率。

当然为实施改变应力的压裂必须克服若干困难，如井距问题，可采用斜井、水平井等来弥补。

该工艺技术还有待发展。

整体优化压裂技术：

总体目标是使整个油气获得最佳的开发效果，是把整个油气藏作为一个研究单元，并对油气藏的各参数进行覆盖研究。

在此基础上，考虑在既定井网条件下不同的裂缝长度和导流能力场的产量和扫油效率等动态指标的变化，从中优选出最佳的裂缝尺寸和导流能力，并进行现场实施与评估研究，以不断完善整体优化压裂方案。

研究的手段包括：

实验室试验、裂缝模拟、油气藏数值模拟、试井分析、现场测试、质量控制和现场实施与监测等，勘探开发研究院廊坊分院进一步提高了整体优化压裂方案对单井压裂设计的针对性和指导性。

同井同层重复压裂技术：

目前国内外主要在以下三个方面取得了重要进展，①选井选层技术：

综合应用数据库、专家经验、人工神经网络技术和模糊逻辑等技术，开发了重复压裂选井选层的模型。

②重复压裂前储层地应力场变化的预测技术。

国外已研制成模型，可预测在多井（包括油井和水井）和变产量条件下的就地应力场的变化，研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距离、整个油气田投入开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。

距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大，则越容易发生就地应力方位的变化：

而最佳的重复压裂时机，即是就地应力方向发生变化的时机，且变化越大，时机越好。

③改变相渗特性的压裂液技术：

通过加一种改变润湿和吸附特性的化学药剂，达到增加产油量和减少含水的目的。

已有该压裂液成功应用的报道。

这对中高含水期的重复压裂而言，尤具吸引力。

深井、超深井压裂技术：

该技术主要在塔里木及华北等油田中应用。

经过多年的发展，已在井深超过6000m的地层中获得成功应用。

主要的技术要点有：

①耐高温并具有延迟交联作用的压裂液体系研制②中密高强度陶粒支撑剂评价与优选技术③岩石的弹塑性研究与模拟；

④支撑剂段塞技术

低伤害压裂技术：

低伤害压裂技术是近些年随低伤害或无伤害压裂材料的发展而建立起来的一种新型压裂工艺设计技术。

在内涵上已不仅限于压裂过程中的储层伤害和裂缝伤害，还包括在设计、实施及压后管理过程中，只要未能真正获得与油气藏匹配的优化支撑缝长和导流能力，就认为已造成了某种程度的伤害。

因此，低伤害压裂技术的实质就是从压裂设计、实施，到压后管理等方面，尽最大可能获得优化的支撑缝长和导流能力。

连续油管压裂技术：

针对多层油藏和小井眼的压裂酸化改造，国外于20世纪90年代初研究开发了连续油管压裂酸化技术，目前该项技术主要用于陆上多层油气藏和小井眼的改造。

第三章微生物水井降压增注

低渗透油层由于孔喉小，渗流阻力大，并有启动压差现象，使注水井吸水能力低，压力扩散慢，在井底附近容易形成高压带，而采油井难以见到注水效果，地层压力急剧下降，产量大幅度递减。

这种现象随着油层渗透率降低和注采井距增大而加剧。

往往容易形成所谓“注不进，采不出”的严重被动局面。

以新立油田为例，该油田1987年投注，到1995年5月，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，注入压力（井口）由8.2MPa升到12.2MPa，提高了4.0MPa，启动压力从7.7MPa升至l0.8MPa，增加3.5MPa。

吸水指数由72m3/（d·

MPa）下降为54m3/（d·

MPa）。

1、降低水井注入压力

配注量为20m3/d，在注微生物之前，能够完成配注量，但注入压力高达14MPa，施工目的为降低注入压力。

试验效果如图所示。

可以看出，在注水量不变的情况下，注入压力下降了2MPa。

2、提高水井注入量

8-161井在开井初始具有一定的能力，后来注入压力逐渐升高以致于最正常与否直接影响到9口油井的产量。

注水量20m3左右，恢复了正常注水。

油田注入水的主要特点有：

（1）对油藏有较强的伤害性

特别是中低渗透性油藏，一方面，注入油藏的注入水有较高含量的固体悬浮物，这些悬浮物会造成油藏孔喉的阻塞，严重的会形成“栓塞”；

另一方面，注入水中含有的H2S、Fe2+、Fe3+等物质和腐蚀产物亦会造成油藏的堵塞，降低油层的渗透率，引起油井产量下降。

（2）腐蚀性强

高矿化度的采油污水中存在溶解盐、溶于水的H2S、O2、CO2以及细菌等均为具有很强腐蚀性的物质。

（3）容易结垢

高矿化度的采油污水中除含有腐蚀物质外，还存在着为数众多的易形成碳酸钙、硫酸钙的Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-等离子，很容易造成结垢。

注入水的水质成为影响油田开采的直接影响因素，如果其中含有较多的注入油类、悬浮物、细菌等污染物，那么使得地层孔道阻塞，造成注水量的减少，致使油气产量、质量下降。

通过对油田注水系统结垢的调查研究，发现注入水结垢能够引起三个后果。

其一，阻塞注水井底，减小注水量的是注入水中的杂质及腐蚀产物的沉积；

其二，致使注水管网结垢，降低注水效率的是注入水中碳酸盐的析出；

其三，堵塞近井地带，加大注水压力的是注入水和地层水不相配[