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@sohu.com

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

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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

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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CaCl2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

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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100×10μm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）

注入层平均空气渗透率 ＜0.1 0.1～0.6 ?m2 标准分级 A1 A2 A3 B1 B2 B3 悬浮固体含量， mg/L ＜1.0 ＜2.0 ＜3.0 ＜3.0 ＜4.0 ＜5.0 悬浮物颗粒直径中值，?m ＜1.0 ＜1.5 ＜2.0 ＜2.0 ＜2.5 ＜3.0 含油量， mg/L ＜5.0 ＜6.0 ＜8.0 ＜8.0 ＜10 ＜15 平均腐蚀率， mm/a ＜0.076 控制A1、B1、C1级：试片各面都无点腐蚀 指点腐蚀 A2、B2、C2级：试片有轻微点蚀 标 A3、B3、C3级：试片有明显点蚀 硫酸盐还原菌， 个/mL 0 ＜10 ＜25 0 ＜10 ＜25 铁细菌， 个/mL n×102 n×103 腐生菌， 个/mL n×102 n×103 -32

＞0.6 C1 ＜5.0 ＜3.0 ＜15 C2 ＜6.0 ＜3.5 ＜20 C3 ＜7.0 ＜4.0 ＜30 0 ＜10 n×104 n×104 ＜25 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

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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

百分比（％）454035302520151050欠注原因分析图4028.9206.74.4注不进物性差油层污染油水井连通差结垢或污染原因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。

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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

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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。

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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

产出水 清水、洗井水 A剂 混合器 B剂 一次沉降 二次沉降 C剂 注水系统 缓冲罐 过滤罐

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污水处理工艺流程

1994年以来污水站出站水质主要指标表

时间 1998 1999 2000 2001 2002 2003 PH 7.96 7.79 7.58 7.42 7.14 7.08 溶解氧 mg/L 0.067 0.015 0.015 0.01 0.011 0.008 S2- mg/L 0.50 0.80 0.78 0.37 0.51 0.57 悬浮固体 mg/L 2.64 1.83 1.98 2.75 2.55 2.24 污水含油 mg/L 4.38 2.70 2.29 1.76 3.13 1.44 滤漠 系数 30.9 37.0 33.8 27.3 34.2 36.4 ΣFe mg/L 2.15 0.59 0.46 0.5 0.92 0.43 SRB 个/mL 59 167 115 118 137 116 TGB 个/mL 953 660 1048 1517 1016 1360 水质治理前后滤膜系数及悬浮物变化

腐蚀速率(mm/a)0.60.50.57 0.1390.11260.04280.03319899

35 30 25 20 15 10 5 0 40

0.40.30.20.100.4370.04180.048500'0.08194.694.994.1295960.0680.03980.039303'9701'02'历年注水泵进口腐蚀速率时间部标 MF 为>= 15 部标悬浮物为 <=3 96.6MF 悬浮物

94.12 95.395.6 95.9 95.12 96.3 96.9 96.12 97.3 97.6 97.8 97.9 97.1 97.11 97.12 98.198.2 98.3 98.4 98.5 98.6 98.7 992000 2001 2002 2003 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

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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

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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。

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（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376×104t，对应油井增油8.2×104t，取得较好降压增注效果。 井次、水量（万方） 井次、水量（万方）500 400300200 3002929151522132213500400井次（井次）水量（万方）38930917830915915978781701708585189189128128120120178129129139139312389312120120252252111111376376155155344344155155井次（井次）水量（万方）734073401095910959 1000 02001009090919192929393949495969798999900'00'01'01'02'02'历年增注效果95969798历年增注效果 03'时间（y）03'时间（y）（1）层内生气复合降压增注工艺技术

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

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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

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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

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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

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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。

E454035302520151050图3-5 多方案产量对比曲线濮城沙三中6-10井网密度与采收率关系曲线R(%)油产量（方/年） 0246810121424000035000300002500020000150001000050000 第三年产量（方/年）第五年产量（方/年）第八年产量（方/年）最后一年产量（方/年）200*200200*300300*300300*350350*350井网(米*米) 井网密度(口/km)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%。

文33块沙三上年产油、采油速度曲线 101210864201986¨104t￡í￡úó?ê2?642198919921995199802001±?ê? ￡¨?ê￡?16 è %ù?í?éó28

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2003年底分注井数达到810口，分注率提高到50.5%。2000年以来累计新分注844口井，其中注水压力大于25MPa的分注井187口，取得较好的分注效果。

高压顶封分注管柱：针对低渗油藏需要停上注下或需要高压注水套管保护的井。组成：防沉积水力锚+Y341 封隔器+撞击式导流器+单向阀。技术指标：35MPa、

Y341封与偏配管柱

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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，

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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。

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? 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361m3，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46.2×104m3。

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%

措施前 措施后

203-8井吸水剖面对比图

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)×

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104mg/L、成胶粘度在10×104mPa.s以上。交联缔合聚合物调剖共施工22口井，平均单井处理半径9.9m，注入缔合聚合物调剖剂1025m3，措施后注水压力平均上升4.1MPa，对应油井14口，见效7口井，油井见效率50%，日增油能力14.5t，阶段增油6400t，降水6.54×104m3。

③ 投球调剖技术

为降低调剖成本，开发了耐140℃、耐压≥60MPa的调剖球，规格：φ10、φ12、φ14、φ18mm；密度：0.998-1.098g/cm3。它适用于注水井层间渗透率差异大的井。目前累计投球调剖51口井，有效率100%，平均注水压力升高3.4MPa，平均单井日注水量减少6.1m3。吸水剖面资料显示，平均强吸水层相对吸水降25%；弱吸水层相对吸水增加26%；启动新层5.0m/2.5层，相对吸水11%，阶段增油3560t，降水1.2×104m3。效果理想。

2、调驱技术

针对中原油田高温、高盐、高硬度，化学驱采油技术受到限制特点从解决低渗油藏实际问题出发，重点在文13东块文13-194、-205、-383三口水井开展耐温抗盐凝胶颗粒调驱先导试验。自4月份开始施工以来，已有两个井组对应3口油井见效，不同程度地见到了降水增油效果，目前平均日增油10.9t/d，截止7月底累计增油1003吨。

如文13-194井组，对应的抽油井文13-104井（φ38*4.8*4），调驱施工15天后，该井开始见效，与调驱前相比，日增油4.1t/d，含水下降5.9个百分点。文13-109井（φ44*4.8*4.5）调驱前后对比，日产液由16.4t/d升至26.2t/d，日产油由0.8t/d升至3.7t/d，日增油2.9t/d，含水由95.1%降至85.9%，下降9.2个百分点，目前已累计增油106.4t。

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文33块沙二下油藏属高温、高压、低渗透复杂断块油藏，原始地层压力32.9－35.1Mpa，地层温度在101-112℃。地层水矿化度27×104mg/l，平均孔隙度为16.1%，平均空气渗透率43.6×10-3?m2，渗透率变异系数1.13以上，油层非均质性严重。文33断块Ⅰ类储层已中一强水洗，大面积水淹；Ⅱ类储层为中水洗、弱水洗或末水洗，仅局部水淹；Ⅲ类储层为低渗带，且易被污染，一般处于未水洗状态，基本上未水淹。为进一步扩大注入水波及体积，充分挖掘剩余油，决定在该区块优选文33-270、文33-33、文33-117三口井进行深部调驱先导试验，目前已编制完成低渗深部调驱工程方案，准备进入现场实施。

文33块深部调驱先导试验

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三、低渗油田注水开发效果

1、注水井配注完成率明显提高，注水压力稳中有降

通过注水工艺技术配套，中原油田注水状况明显好转，统计资料表明：目前日开井1373口，不能完成配注井为128口，欠注率已降为13.3%，与2000年的21.4%相比，下降了8.1个百分点；单井平均注水压力为20.4Mpa，与2000年相比下降了0.4 Mpa，表明注水井压力呈下降趋势。

2、低渗油田注水开发逐步见到效果

中原油田自2000年以来在47个“双低”开发单元上加强了注水工作，在成功地解决了低渗油田注水开发水质问题，以及实施提压、增注等措施以后，38个“双低”日增注7274m3，累计增注197.2×104m 3，日增液950m3，日增油252t，动液面上升94.6m，累增油7.49×104t，增加水驱控制储量1113×104t，增加水驱动用储量664.6×104t，见到较好的注水开发效果。

如文188块是文南油田的一个边远区块，由于注水压力高、注水井损坏等原因，区块基本处于半停产状态。在油田注水现状明显好转的情况下，决定对该块实施恢复注水措施，采取了单泵小管径长距离供水措施，同时，配套精细过滤技术，转注前进行了严格的试注程序，并对油层进行了预处理，文188-13井转注后累增水16000m3。对应油井188-12井见效，累增油3200吨，且继续有效。

四、几点认识

1、对低渗油藏的细化认识是提高注水开发效益的基础

近几年来小井距注水开发和提压注水成功实例表明，要提高低渗油藏

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开发水平必须搞好注水开发，必须深化油藏特性认识。从低渗油藏的储层物性、构造认识、注采井网程度、注采强度、井距关系等方面进行探讨，通过深化构造认识、科学合理布井、完善注采井网和配套工艺实施，可以提高低渗油藏开发效果和开发效益。

2、抓好注水水质是实现低渗油藏注上水和注好水的关键

要提高低渗油藏注水开发水平，首先要搞好注水源头水质达标这一关，满足低渗油藏注水开发需要。注水水质达标如何，只有影响着低渗油田能否注水开发，影响着配套注水工艺措施的实施，影响着低渗油田开发水平提高。

3、提高低渗油藏注水开发水平应坚持系统工作系统抓思路

近年来，中原油田低渗油藏注水开发实践表明，低渗油藏注水开发水平的提高必须坚持系统工作系统抓的工作思路。在低渗油藏注水开发上必须实施“三结合四严格”，即：油藏与工程相结合、地面与地下相结合、各环节与系统有机结合；严格实施低渗油藏保护、严格试注规范、严格水质达标、严格注水措施配套。基于这种工作思路，自2000年以来在47 个双低单元上进行注水开发，效果明显提高。

4、注水工艺技术进步是提高低渗油藏注水开发水平的重要保障 低渗油藏注水开发技术核心是注水工艺技术配套。中原油田低渗油藏注水开发水平的提高得益于注水工艺技术的进步，得益于工艺技术配套水平的提高。污水处理工艺技术的进步，降压增注工艺技术发展，高压注水工艺技术的配套，高压分注工具研制成功等为低渗油藏注水开发水平的提高提供了重要技术支持。今后，随着越来越多的低品位、难动用的储量投

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入开发，更需要注水工艺技术不断进步，需要进一步完善分层降压增注、分层压裂工艺技术，研究配套高压分注、分层测试、斜井分注工艺技术，满足低渗油藏开发需要。

5、攻关深层特低渗透油藏的注水开发工艺技术

近年来，尽管低渗透油藏注水工艺技术取得一定配套，并见到一定效果，但由于受复杂低渗地质特征的影响，注水开发仍然困难，注水压力仍然高，提高水驱动用程度的采油工艺技术实施难度大、效果差。未上注水的单元由于受复杂地质条件制约，进行注水开发效益性较差，且井下技术状况差，妨碍油田正常开发。目前深层特低渗透油藏的注水开发工艺技术尚需攻关配套，文东、文南油田还有1880万吨深层低渗储量不能实现注水开发，急需要进行攻关。目前，正在进行两项先导试验准备工作：开展天然气驱研究和先导试验和二氧化碳／水段塞驱研究先导试验。

6、开展低渗油田注水开发技术经济界限研究

低渗油田注水工艺配套难度大，开发成本高，尽管工艺技术取得较大进步，但仍然有存在大量的难以水驱动用储量，要动用这部分储量除技术进步外，需要更大的投入，应抓紧研究低渗油田注水开发的技术经济界限研究问题，尤其研究低渗油田注水开发的合理井网、注水强度、压力界限、不同油藏下的经济水质标准、投资规模与经济效益关系等，指导今后什么样的低渗透率渗油田适合注水开发，多少渗透率的油藏应采取其它开发方式。

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加强注水工艺配套高低渗油田

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发水平

提开

目 录

一、低渗透油田注水开发面临的问题................................................................... 3

二、配套注水工艺技术,提高低渗透油田开发水平 ............................................. 8

三、低渗油田注水开发效果 ................................................................................. 23

四、几点认识 ......................................................................................................... 23

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