油田注水技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用

油田注水技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用

油田注水開發(fā)，即油藏二次開采。國內(nèi)注水始于20世紀(jì)50年代,1954年玉門老君廟油田在L層邊部MN27井開始注水,標(biāo)志著國內(nèi)油田注水技術(shù)進入實施階段。國外油田對注水方面的研究比較早,在中高滲透油田開發(fā)調(diào)整方法研究方面處于先進行列。目前,世界油氣田每天的注水量達數(shù)千萬立方米,而我國石油80%以上產(chǎn)量來自注水開發(fā)油田,由此可見,注水是油田采油的重要方式。本文中介紹了國內(nèi)中高滲、低滲油田在注水開發(fā)方面的技術(shù),對油田注水開發(fā)近幾年的發(fā)展進行了一個總結(jié),為進一步研究確立注水方案提供一定的參考。1醫(yī)院內(nèi)部水驅(qū)系統(tǒng)開發(fā)中高滲透率油田地層巖石滲透率較好,原油開采難度相對較小,采用注水的開發(fā)方式是可行的。隨著注水開采的進行,地層中原油的比例減小,水的比例增加,儲層的物性也在變化。例如大港油田在長期注水開發(fā)后,其中孔、中滲的官104斷塊儲層物性普遍變差,對該油田的進一步采油增加了難度。面對這種情況,技術(shù)人員應(yīng)該對該油田地層中剩余油的分布規(guī)律進行研究分析,調(diào)整注水方式,以提高采收效率。劉飛綜合分析了中高滲油藏錦16興(東)高含水期油水運動規(guī)律,通過小層對比,針對儲層動用不均的井組,重組注水層段1口(錦2-3-325),細分注水4口(錦2-4-205,錦2-4-316、歡2-21-207、歡2-20-207)。合理調(diào)整了縱向注采結(jié)構(gòu),控制了強水淹層、高壓層注水,加強了低滲透層、弱水淹層注水,注水吸水層數(shù)由7段增加到15段,提高了水驅(qū)控制程度。進入注水開發(fā)后期的油田,剩余油分布十分零散,平面上分流線和主流線的剩余油飽和度差別明顯,常規(guī)的周期注水對最佳參數(shù)難以把握。針對此類情況,曾祥平等提出隔井脈沖注水提高采收率的新方法。該方案在隔井停注期間,鄰井提水,在確保穩(wěn)定地層能量的基礎(chǔ)上,調(diào)整流線分布以達到提高采收率的目的。并在孤島油田南區(qū)渤19塊試驗2年,取得了良好的降水增油效果,階段含水下降1.3%,累計增油1.9萬t,水驅(qū)采收率提高5.8%,為全區(qū)展示了良好的應(yīng)用前景。另外,針對老油田的注水開發(fā)還應(yīng)及時跟進,對其油藏進行精細描述,李長勝對八面河面1區(qū)沙三上高含水期油藏進行精細描述,并針對幾種剩余油賦存模式制定了一套細分層開發(fā)的調(diào)整方案,共部署新油水井12口,其中油井11口(水平井2口),水井1口。利用老井16口(油井10口,水井6口),可提高采收率5%,該實踐的成功表明,細分開發(fā)是提高特高含水期水驅(qū)采收率的有效手段,也對類似的油藏開發(fā)具有較好的借鑒意義。隨著水的不斷沖刷,地層中也形成了許多大孔道,影響著油藏滲透率,對其大孔道發(fā)育特征研究和控制在油田注水中也十分重要,因此中高滲透油藏的注水開發(fā)仍然存在著很大的空間,對其注水技術(shù)的改進仍然是相關(guān)專業(yè)人員的首要任務(wù),不同的含水期采用不同的注采方式,才能將中高滲透油藏注水開發(fā)提高到一個新的高度。2低滲透油田的分類隨著國內(nèi)勘探程度的逐步深入以及油層改造工藝技術(shù)的不斷提高,在近幾年探明的石油地質(zhì)儲量中,低滲透油層儲量占60%以上。因此,開發(fā)低滲透油藏,對我國石油工業(yè)今后的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展有著十分重要的意義。對于低滲、特低滲油田的劃分,國內(nèi)外尚無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)。李道品提出了在現(xiàn)有條件下低滲透油田分類的物性標(biāo)準(zhǔn):第一類為一般低滲透油田,油層平均滲透率為10×10-3~50×10-3μm2;第二類為特低滲透率油田,油層平均滲透率為1.0×10-3~10.0×10-3μm2;第三類為超低滲透率油田,油層平均滲透率為0.1×10-3~1.0×10-3μm2。我國大部分低滲透油田底水不活躍,彈性能量小,投產(chǎn)后壓力大幅度下降,產(chǎn)量快速遞減,因此需要采用注水保持壓力平衡的方式進行開采。2.1日礦流井網(wǎng)注采開發(fā)低滲透油層以小微孔隙和細微細喉道為主,其原油邊界厚度大,賈敏效應(yīng)和表面分子力作用強烈,因此,其滲流規(guī)律不遵循達西定律,具有非達西型滲流特征。我國的低滲透油田分布也十分廣泛,例如東西溝油田、新民油田以及我國西部鄯善油田等都屬于低滲透油田。對于低滲透油田的注水開發(fā),美國在20世紀(jì)40—50年代首先提出低滲油藏注水開發(fā)的合理性,1955年Guthrie等對73個完全水驅(qū)和部分水驅(qū)的砂巖油田的基礎(chǔ)數(shù)據(jù),利用多元回歸分析法得到預(yù)測注水開發(fā)油田的水驅(qū)可采儲量的經(jīng)驗公式。1871年美國發(fā)現(xiàn)著名的勃萊德福油田,已有100多年歷史。他們一般先利用溶解氣驅(qū)能量和彈性能量開采,但油層產(chǎn)能遞減較快,一次采收率低,只達到8%~15%。而進入低產(chǎn)期時轉(zhuǎn)入注水開發(fā),用注水保持能量后,二次采收率可提高到25%~30%。我國的榆樹林等油田根據(jù)先前經(jīng)驗,在開發(fā)一個油田(區(qū)塊)時,先打注水井,進行排液,然后在生產(chǎn)井投產(chǎn)時,注水井全面轉(zhuǎn)注,進而達到同步注水采油。對于那些沒有裂縫的低滲透砂巖油田,則在地層微破裂條件下注水,適當(dāng)?shù)靥岣咦⒉杀?來保持地層壓力在原始壓力附近。西安石油大學(xué)的姜曉波對東西溝油田長2油藏的正方形反九點法井網(wǎng)形式做出合理調(diào)整,調(diào)整后共有采油井258口,注水井83口,轉(zhuǎn)注32口油井,將其采油速度提高了0.5%,加大注采比至1.004,增加水井配注量到5.199m3/d。目前來看,單井日產(chǎn)量仍然較低,預(yù)計應(yīng)該提高單井日采油量至0.23t/d。楊大剛通過對大慶油田薩中開發(fā)區(qū)低滲透砂巖儲層薩零組油層進行研究,分析其水驅(qū)開發(fā)驅(qū)替劑的合理注入?yún)?shù),得出油層的開采井距應(yīng)在200m左右,凈井距在150m左右,達到了初期平均單井日產(chǎn)油1.8t,數(shù)值模擬預(yù)測試驗區(qū)最終采收率在15%以上。該研究系統(tǒng)全面地對薩中開發(fā)區(qū)進行了認識,將數(shù)值模擬與可行性實驗數(shù)據(jù)相結(jié)合,使得結(jié)論更加可行,具有一定的參考意義?？追闭鞯葘﹃儽钡蜐B透砂巖小油田順寧油田長2油藏進行了精細小層對比分析,采用“旋回對比,分級控制”的對比原則,將各井均進行了單井小層統(tǒng)一劃分和橫向?qū)Ρ?在油區(qū)進行注水開發(fā)1年。注采井組一線采油井陸續(xù)見效,日產(chǎn)油能力得到提高并維持穩(wěn)定,為注水開發(fā)方案的編制和注采井網(wǎng)調(diào)整完善及注水調(diào)劑等提供詳細的基礎(chǔ)地質(zhì)資料。對異常高壓和彈性能量大的低滲透油田,可利用天然能量開采,待地層壓力降至靜水柱壓力或飽和壓力附近時再開始注水。徐冬梅對于史南油田史深100區(qū)塊開發(fā)中存在的注采井不完善、層間動用不均勻等主要問題進行了注采方案優(yōu)化,發(fā)現(xiàn)高壓注水對提高和改善低滲透油田的開發(fā)效果起到了至關(guān)重要的作用;開發(fā)中后期進行合理的井網(wǎng)加密也是切實可行的重要途徑,在史103加密區(qū)加密后,建議史深100區(qū)逐漸加密井網(wǎng),使得該油區(qū)開發(fā)效果全面得到改善。2.2特低滲透油田注水單因素研究早期注水可以很好地保證地層壓力的延續(xù)性,防止區(qū)塊在開采過程中出現(xiàn)壓力驟降,保持區(qū)塊較長時期的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn),從而縮短開采周期,提高采出率。國內(nèi)現(xiàn)已在大慶、長慶、吉林、新疆等油田開展了超前注水的試驗和實際實施,都取得良好的效果。車起君等在安塞油田的不同開發(fā)區(qū)塊運用超前注水技術(shù)進行現(xiàn)場試驗,發(fā)現(xiàn)原始地層壓力越高,地層物性越差,所需超前注水時間越長;油層物性越好,超前注水效果也越好。超前注水雖然取得了顯著的成效,但如果在新區(qū)較大規(guī)模地運用,就需要先對地面注水系統(tǒng)進行建設(shè),鉆成的注水井或采油井不投產(chǎn),在資金和產(chǎn)量緊張時,實際應(yīng)用起來問題仍然較多。鄧金宇等對新疆風(fēng)城油田特低滲油層研究區(qū)的地質(zhì)模型進行了超前注水、同步注水、推退半年注水、推退1年注水和衰竭式開采的對比。結(jié)果表明,相同條件下,采用超前注水方式采出程度最高,采用衰竭式采出程度最低。因此,特低滲油藏通過超前注水可以達到更好的開采效果。超前注水時間的提前程度不同,油井的見水時間也不同,姚慧山通過對陜北某油田進行實驗發(fā)現(xiàn),超前注水能顯著降低油量遞減率,延長穩(wěn)產(chǎn)期,逐漸提高油井產(chǎn)量。注水前期的3~6個月產(chǎn)量增長最快,從經(jīng)濟效益角度來看,超前注水的時間最好維持在注水前3~6個月。但從本實驗中也發(fā)現(xiàn),在油藏含水量高的儲層采用超前注水的效果不明顯。周期注水也可在一定程度上提高特低滲透油藏的采收率。甘文軍從腰英臺特低滲裂縫型油藏入手,對其進行周期注水,發(fā)現(xiàn)油層非均質(zhì)性越嚴(yán)重,流體飽和度差別越大,周期注水效果越好。在腰西區(qū)塊DB34井區(qū)選擇水井5-9、5-7、5-5進行周期注水試驗,對應(yīng)油井含水量下降、產(chǎn)油量上升。該研究為該油田改善注水方式,進一步提高采收率提供了更好的理論依據(jù)。對于中高含水期的特低滲透油田注水開發(fā),我國相關(guān)技術(shù)人員在努力探索更加合理的開采方式。趙輝等針對長6油藏進入中高含水期后含水上升速度加快、油藏穩(wěn)產(chǎn)難度加大的現(xiàn)狀,進行現(xiàn)場實踐,其效果顯著。在水驅(qū)方面,28口可對比井單井吸水厚度由9.41m上升到13.8m,井組水驅(qū)指數(shù)由1.68上升到1.85,存水率由0.70上升到0.73,水驅(qū)狀況明顯好轉(zhuǎn)。2.3超前澆注時機超低滲透油藏是比特低滲透油藏更難開采的油藏,對于超低滲透油田,超前注水也是其普遍采用的注水方式。朱勝利等在吳旗油田吳410區(qū)長6油藏進行試驗,通過對超前注水規(guī)律的研究發(fā)現(xiàn),吳410區(qū)長6油藏超前注水時機在4~6個月,超前注水量保持在2500~3500m3時,地層壓力保持水平恢復(fù)至100%以上,油藏整體開發(fā)效果較好;該區(qū)不同區(qū)塊生產(chǎn)狀況說明油層物性越好,超前注水效果亦越好;油層物性相近時,超前注水時機越長效果越好,但開發(fā)實踐表明,超前注水時機不宜超過7個月。在我國,超低滲透油藏分布廣,同樣是油田產(chǎn)能建設(shè)的重要區(qū)域。樊成研究總結(jié)了長慶油田超低滲透油藏實現(xiàn)高效開發(fā)的配套系列技術(shù),對該油田的超前注水技術(shù)———0.3mD類儲層攻關(guān)注水開發(fā)技術(shù)政策開展了2種現(xiàn)場試驗,根據(jù)該試驗成果,形成了以菱形井網(wǎng)、小井距、小水量、長周期超前注水為主要的注水開發(fā)技術(shù),對大規(guī)模開發(fā)超低滲透油藏具有重要的指導(dǎo)作用。路向偉等在胡尖山油田胡154區(qū)實施精細分層注水,通過補孔、精細注采調(diào)整和精細分層注水等措施,水驅(qū)控制程度由90.2%上升至92.4%,油藏遞減下降3.8%,地層能量提高0.3MPa,油井單井產(chǎn)能提高0.54t,水驅(qū)動用程度提高4.1%,改善了胡154區(qū)整體注水效果。隨著技術(shù)的更新,相關(guān)技術(shù)人員也在積極探索新的途徑,項國英對勝利油田純梁樊144塊實施小井距注水,共投注水井4口,區(qū)塊水井注水1個月后就能見到注水效果,區(qū)塊已實現(xiàn)增油2000t,區(qū)塊小井距實驗見到了明顯的增油效果。橋式偏心分注工藝在吳倉堡、塞392、虎狼峁、五里灣等區(qū)塊104口新增分注井得到大規(guī)模應(yīng)用,簡化了偏心分注井調(diào)配測試工藝,降低油井遞減,是油田長期穩(wěn)產(chǎn)的主要技術(shù)之一。3油田覆水處理技術(shù)(1)注水技術(shù)是油田開發(fā)中的基礎(chǔ)技術(shù),已形成了一系列適應(yīng)于不同油藏地質(zhì)條件的注水工藝。隨著老油田開發(fā)進入后期以及特種地質(zhì)油田投入開發(fā),需要進一步提高注水工藝的適應(yīng)性。對于特高含水期的油田,單純依靠注水很難進一步提高單井日產(chǎn)量,須借助三次采油,通過對水中加入化學(xué)劑,表面活性劑等,降低流體與原油之間界面性質(zhì)、滲透率等性質(zhì),進一步提高