采油工程中的水平井注水工藝探析

李 哲

延長油田股份有限公司子長采油廠 陜西延安 716000

1 采用水平井注水技術的優勢

1.1 改善地層壓力

水平井注水優于直井，因為它是直線驅替，注水見效快，波及面積大，能提高采收率。在采油過程中，使用注水工藝能夠保證地層壓力的穩定性，以便在后續的工作中持續開發，提升驅油效率。

1.2 改善地層的熱裂縫現象

在采油的過程中，地層內部出現熱裂縫對于原油的開采是十分不利的，而在水平井注水工藝的作用下，地層內部的壓力區域平穩。因此，由于壓力不穩定出現的熱裂縫，不會對采油工作造成影響，反而有利于提升采油工程的優勢。

1.3 注水井段長

采用水平井注水工藝可以使注水井段得到延長，提高油井注水的效率，使注水工藝能夠更好地發揮作用。有利于對水驅波及系數進行控制，使油井壓力的分布合理，保障水流可以在油井中更好地流動，進而提高注水速率。

1.4 近線性驅動

通過線性驅動方式可以提高油田的開采效率，使油田注水過程更加地順利，降低復雜環境對油田開采過程的影響。通過水平井注水技術可以將油田的驅動模式轉變為近線性驅動，使油田的開采效率能夠得到有效提高，并且開采過程也易于控制。

1.5 滲油均勻性好

通過水平井注水工藝可以使滲油具有良好的均勻性，使油井之間滲油處于均衡狀態，進而保障油田注水過程更好的推進。水平井注水工藝具有顯著優勢，在提高油田開采效率的同時，可以降低油井開采難度，為企業節約大量的成本。

2 注水工藝中容易出現的問題

在采油工程中使用注水工藝，會由于操作不當等引發一些問題，甚至造成嚴重后果。因此，必須了解這些問題現象及其產生原因。

2.1 注水井出砂問題及原因

油井在長時間的使用過程中，其注水設備等會出現腐蝕、老化現象，導致注水管線出現穿孔或注水站停泵等問題。在這種情況下，需要對油井停止注水。但在中斷注水的過程中，可能會引起較大的泵壓波動，使水量大幅度改變，進而產生出砂問題。

2.2 注水井結垢問題的產生及原因

注水井結垢問題是采油工程中的嚴重問題，會對油井的地面集輸系統產生強大的腐蝕。當油井內油管壁發生結垢時，油管會遭到腐蝕。此外，還會產生測試遇阻的問題，難以實現水井的順利調配。而地層中出現結垢問題的時候，不僅會使井筒周邊的油層滲透率降低，影響到地層的注入能力和吸水能力，還會對地層造成污染。

2.3 站點局部水源不足

站點水源緊張，在用水源井故障易導致大面積欠注，影響油藏開發；局部注水系統能力不足，采出水站點注水泵需同時啟動才能滿足注水需求，無備用泵，應急能力差；臨時注水撬存在運行風險，注水撬運行時震動劇烈，運行管理難度大。

2.4 部分站點采出水處理工藝不完善

受分注工藝、基礎管理投入等影響，測調遇阻率較高；部分井仍采用老式分注工藝，偏心分注井測調需反復投撈；基礎管理投入不足，測調周期長，平均測調周期112d，遠大于合理測調周期50～70d；洗井頻次低，遇阻率高。

3 采油工程中改善注水工藝的措施

3.1 恒壓注水工藝

為實現“注夠水、平穩注水”，引入注水泵帶載啟動穩壓裝置：一是電機頻率自動調控，注水壓力恒定；二是注水泵運行平穩，修泵次數明顯減少；三是注水泵實現帶載啟停，啟停泵時無需泄壓，不但確保分注井小層注水量穩定，保障精細注水效果，而且降低員工勞動強度，節約能源。經站點試驗，注水壓力均始終保持平穩，平均波動率0.13%，運行平穩高效；注水單耗明顯下降，年節約修泵費用20 余萬元，節約電費57 萬元。站點改造前后注水單耗對比見圖1。

圖1 站點改造前后注水單耗對比圖

3.2 多組分復合降壓增注技術

多組分復合降壓增注技術集成了酸、堿、氣熱、氧化劑等多組分復合降壓增注體系，通過多重化學作用，可解除有機、無機類多種污染堵塞。超分子延遲控釋酸增注技術由超分子解堵劑、活性劑及多種添加劑復合組成，具有防膨、降粘、改變潤濕性等功能，同時其超分子特性能將多類型污垢混合體以分子或離子狀態均勻分散于溶液中，無固體顆粒殘留，避免二次污染。在區塊試驗后，注水井油壓由18.6MPa 降至8.2MPa，降壓效果顯著。

3.3 波碼分注技術

開發新型井下分注控制算法、升級配水器等關鍵工具，實現測調、驗封、配注量調整全工藝自動化，解決了分注工具對采出水回注井的不適應問題。經試驗，在清水井全面推廣波碼通信分注技術，在2 層采出水回注井應用同心雙管分注技術，在3 層及以上采出水回注井應用橋式同心分注技術。具體適應性如下：波碼通信分注適用于清水井、層間壓差＜2MPa，其技術特點為井下自動測調、數據連續監測、可帶壓作業；同心雙管分注適用于2 層采出水回注井、層間壓差＜4.5MPa，其技術特點為地面自動測調、數據連續監測、施工工序復雜；橋式同心分注適用于3層及以上采出水井，其技術特點為定期人工測調、監測離散數據點、可帶壓作業。提升波碼通信分注技術適應性及電池續航能力、延長注水管柱檢串周期等要求，研發41/ 2小套管波碼配水器，提高技術適應性，攻關配水器電控模塊投撈技術，延長配水器服役至4～5 年，提升電池續航能力。波碼通信分注全自動控制功能優化設計見圖2。

圖2 波碼通信分注全自動控制功能優化設計

3.4 注水井小卡距精細分注試驗

目前厚度小于2m 薄互小層尚未分注，開展單砂體小卡距精細分注試驗，實現縱向剩余油精細驅動。計劃在長6 多層系開發油藏試驗，預期實現0.5m 內卡距多級有效分注。下步計劃開展超低滲透油藏欠注機理深化研究，明確注水井欠注影響因素，提出工藝技術方向和對策。在儲層物性、敏感性、注入水與地層水配伍性分析方面，檢查井取芯，開展水驅后儲層物性、敏感性等變化分析，進行阻尼震蕩返吐試驗、近井地帶堵塞物返吐取樣分析，深化欠注原因認識。開展超低滲油藏整體重復壓裂，改善開發效果機理，明確不同油藏、不同低產井重復壓裂裂縫與井網最優匹配關系。研究連片低產區滲流場變化規律，提高水驅開發效果主控因素，注水井壓裂裂縫擴展及改善井組滲流場機理，以及油、水井整體重復壓裂裂縫與井網匹配性等。

3.5 其他混合技術

針對長7 頁巖油與長4+5、長6 等注水開發區疊合，鉆井過程中溢流、井漏等復雜情況頻發，井控風險高、固井質量難以保障等問題。下一步將持續優化井身結構，二開由封固洛河層加深至注水層，配套旋轉防噴器、節流控壓裝置，推廣應用“井口密閉循環鉆井工藝+ 防水侵水泥漿體系”，強化區域堵漏，減少地層出水對水泥漿影響，提高固井質量合格率。針對注水井寬帶壓裂改善水驅效果差異大，部分超低滲透油藏平面水驅不均、高壓欠注等問題，下一步在水平井注水工藝方面開展試驗。

4 結論

采油工程中注水工藝的應用，不僅保障了采油效率，而且具有環保的特性。但要注意其使用過程中容易產生的出砂、結垢問題等，所以要注重采取預防措施，避免對采油工程造成嚴重危害。在實踐中還要不斷總結和學習，最終完善注水工藝施工技術。