周清莊油田注水井欠注原因分析及治理技術對策研究

鄭小雄 李少甫（中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津 300000）

周清莊油田位于天津市大港油區境內，開發層系沙三段為中孔-低滲低滲砂巖儲層，油藏埋深2970-3230m，平均孔隙度16%，平均空氣滲透率1.6×10-3um2。經過十多年的注水開發，大多數水井都出現了由于注水壓力升高欠注或停注的問題，欠注或停注井數占到注水井數的60%以上。盡管實施了多次增注措施，但由于對欠注主要原因不清，實施的增注措施有效期較短，效果不理想。因此，本文針對單井開展了水井欠注主控因素分析，找到了水井欠注的主要原因。

1 注水井欠注原因分析

當不安裝水嘴注水時，注水壓力計算公式【1】：

其中，啟動壓差又與啟動壓力梯度和注采井距有關。計算啟動壓力梯度的公式很多，總體來說有兩大類，一類是根據注采壓差和注采井距等參數計算獲得【2】：

另一類是根據儲層滲透率和地層流體粘度計算獲得【3】：

根據注水壓力計算公式，與之相關的因素主要有儲層及流體物性、水質、注采井距、注采壓差等。本文正是從這幾個方面來開展欠注原因分析并找到主控因素的。

1.1 注采井距

對于低滲油藏而言，注采井距是影響注水效果的重要因素。從ZG1斷塊注水生產情況來看，注水井Q24-12、Q24-15對應油井都是Q24-8和Q24-14。從儲層滲透率來看，Q24-12比Q24-15好；從注水有利方位來看，Q24-12與對應油井注水方位為北東向，屬注水有利方位；從注采井距來看，Q24-15與對應油井井距290m，遠低于Q24-12對應油井井距的470-760m。但從累計注入情況以及注水難以情況來看，Q24-15比Q24-12注入容易。

經統計分析，本區塊其他注采井組也具有此特點。因此，對于周清莊油田而言，注采井距是影響注水能力與注水效果的主控因素。（如表1）

表1 Q24-15和Q24-12井注水情況對比表

1.2 儲層物性

統計在注采井距相近且有對應受益油井的9口注水井生產數據，Q24-2等7口井平均滲透率40.37mD，平均累計注入量8.427×104m3,目前均能注入；Q422-1等2口井平均滲透率14.38mD，平均累計注入量4.746×104m3,目前均注不進。可以看出，儲層滲透率是影響注水能力的次要因素。

1.3 注采壓差

統計7口對應油井受益的注水井平均注采壓差為24.97MPa，5口沒有受益油井的注水井平均注采壓差30.23MPa，注采壓差明顯升高。針對注入困難水井，實施了增壓增注措施。從實施效果來看，有對應受益油井的注水井Q429增壓增注情況來看，通過增大注采壓差可在一定程度上改善水井注入能力，有效期達130天；反之，無對應受益油井的注水井Q24-12增壓后有效期很短，增大注采壓差對注入能力的改善作用有限，有效期僅75天。

表2 周清莊油田F2井碳酸鈣結垢趨勢預測

1.4 注入水水質

1.4.1 水質不達標，懸浮固體含量及顆粒直徑均超標會造成污染。

Barkman、Davidson【4】和Abrams等人【5】研究表明懸浮物固相顆粒侵入儲層遵循如下規律：①顆粒粒徑＞1/3的地層孔喉直徑，地層表面形成外濾餅；②1/7地層孔喉直徑＜顆粒粒徑＜1/3的地層孔直徑，可侵入地層產生橋堵，形成內濾餅；③顆粒粒徑＜1/7地層孔喉直徑，可自由通過地層。而周清莊沙三儲層平均喉道半徑7-8μm，實際注入污水中懸浮物直徑中值3.12μm，固體顆粒可侵入地層產生橋堵，形成內濾餅。

1.4.2 儲層中等水敏，儲層水敏臨界礦化度10000mg/L，但2007年7月之前注清水，后轉為處理后的污水，礦化度為9352mg/L，儲層仍存在水敏性傷害的潛在可能性。

1.4.3 依據中石油行業標準SY/T0600-2009《油田水結垢趨勢預測》的Davis-Stiff飽和指數法和Ryznar穩定指數法的結垢趨勢預測結果看：儲層存在比較嚴重的碳酸鈣結垢趨勢；而且隨著注入水溫度的提高，結垢趨勢增強。（如表2）

綜合上述統計對比分析，可以判斷出周清莊沙三段每口注水井欠注的主要原因，其中因儲層污染井底壓力擴散困難造成憋壓5口，因注采井距大油水井沒有建立有效驅替4口。

2 治理技術對策研究

在明確了水井欠注主要原因的基礎上，開展了有針對性的治理技術對策研究。目前針對水井攻欠增注的方法主要有增壓增注和降壓增注兩種手段，增壓增注工藝即是采用地面增壓泵或提高管線壓力來提高井口注水壓力，達到提高單井注水量的目的；降壓增注工藝則是通過壓裂、酸化等改善儲層滲流能力的手段來提高單井注水量。在對近幾年實施的增注措施效果統計分析的基礎上得到以下結果：

2.1 對應油井受益的注水井實施壓裂、酸化等降壓增注措施效果較好，平均有效期266天。其中酸化解堵措施有效期451天，實施效果好于壓裂措施的192天。

2.2 實施地面增壓措施后油壓平均提高8MPa，但增注后能保持持續注入的時間只有90天，增注效果有限。

結合已實施的增注措施效果分析，針對對應油井受益的欠注水井，攻欠增注措施以單井酸化（解堵）+防膨為主；針對對應油井未受益的欠注水井，應在加密井網縮小注采井距的前提下，再實施酸化（解堵）+防膨的降壓增注措施。

3 結語

3.1 根據欠注原因分析結果，ZG1井、Q24-15井是由于儲層污染造成欠注，因此有針對性地開展了酸化+防膨的增注措施。ZG1井作業后增注效果明顯，配注量由20m3/d調高到30m3/d也基本能完成配注，有效期達320天；Q24-15井作業后10個月內基本能完成配注，增注效果顯著。

3.2 本文通過油水井動靜態數據統計分析方法，即可判斷出水井欠注的主要原因，可有效減少測井和試井等井下測試工作量。通過礦場應用實踐，該方法準確性較高。

[1]張琪，萬仁溥.采油工程方案設計.北京：石油工業出版社，2002.

[2]王熙華.利用啟動壓力梯度計算低滲油藏最大注采井距.斷塊油氣田，第10卷第6期，2003,11.

[3]黃延章.低滲透油層滲流機理.北京：石油工業出版社，1998.

[4]Barkman J H,Davidson D H.Measuring water quality and predicting well mpairment[J].Journal of Petroleum Technology,1972,253:865-873.

[5]Abrams A J.Mud design to minimise rock impairment due to particle invasion[A].SPE5713,1977.