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【摘要】某区块从2006年对9口油井实施转注开始，拉开了本区注水开发的历程，自此经过5年的注水，开发效果显著，为本区稳产、减缓油井产量递减，提高油藏采收率做出了突出贡献。本文总结了某区块不同油藏注水工艺的特点，分析了注水对于油藏的见效特征，评价了工艺的适用性和差异性，对于后期开发提出改进措施和建议。

【关键词】 注水 合注 分层注水 储量动用程度

注水作为油田开发二次采油技术，是提高单井产能、确保油田长期稳产、提高采收率和经济效益的基础，细分注水单元，补充地层能量，已经成为油田稳产的主要因素。随着地质研究的进步和开发水平的提高，对注水工艺的要求也在逐渐提高，为适应油田发展的需要，注水工艺实现了由笼统注水逐渐转向分层注水、精细分层注水、测调一体化智能分层注水等。

1、 基本概况

1.1  油田概况

某区块域构造位置处于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓的西倾斜坡，平均坡度小于1°，在这一背景上发育近东西向的鼻状隆起。区域沉积相研究表明，本区三叠系延长组主要发育浊积扇、三角洲沉积体系及河流沉积体系。侏罗系为河流～沼泽相沉积。

某区块延10测井解释平均有效厚度6.4m，平均孔隙度12.8%，渗透率为15.01mD，属低渗油层，各小层油层变化较快，油藏规模较小，呈孤立零散分布;长2测井解释平均有效厚度9.1m，平均孔隙度13.3%，渗透率为19.21mD，属低渗油层，局部长2地层遭到剥蚀，油藏规模较不稳定;长4+5、长6测井解释平均有效厚度分别为8.0m、9.0m，平均孔隙度分别为11.2%、11.8%，渗透率分别为2.68mD、4.36mD属超低渗油层，油层分布范围大，油层稳定性相对较好，

含油面积内油层基本连片，为主力油藏。

1.2  注水工艺发展历程

某区块从2006年对9口油井实施转注开始，拉开了本区注水开发的历程，自此经过5年的注水，开发效果显著，为本区稳产、减缓油井产量递减，提高油藏采收率做出了突出贡献。开采前期因井数较少，层位单一，采用笼统注水，后期随着产建规模开发，井数、层系较多，开始采用分层注水工艺：油套分注和偏心分注，2010年底响应油田公司要求，注水方式由偏心分注改为油套分注，2012年-2013年，为了更好的实现精细化管理，减少开发层间和层内矛盾，在检串、增注等措施的同时更换油套分注为桥式偏心注水方式，逐步实现精细注水。

同时经过2012、2013两年注水系统地面改造，通过优化注水管网，将区块北部已建注水管线互相连通，形成环形注水管网，使各站水量互相补充;注水泵安装变频调速装置，减少站场回流，达到节能降耗的目的;针对采出水回注管线腐蚀严重问题，将采出水回注管线更换为高压耐腐蚀的柔性复合管;安装精细过滤装置，使采出水处理达标回注，以节省地下水资源。紧跟产建步伐，及时通过转注，补孔等手段完善注采井网，使新投井与原井网在不同层系上互相融合。新增2口水源井，后期再改造1-2口报废井等手段，使全区水源问题得到解决，这样从地面流程，注水水质、井网完善，水量充足等方面，配合适合该区块的注水工艺等，使得全区注水形势逐渐好转，提高单井产能。

某区块以水驱开发为主，目前管辖注水井97口，实际开井88口，日注水平1946m3，单井日注22.1m3，累计注采比0.89，水驱储量控制程度83.9% ，水驱储量动用程度80.1% ，平均注水压力8.45MPa，平均地层压力10.81Mpa。

按照注水介质分，采出水回注28口，注清水69口;按照注水方式分，正注59口，油套分注17口，桥式偏心注水21口。

2、 注水工艺分析

2.1 笼统注水

笼统注水方式是指在井口采用同一压力且不对各注水层进行分置处理。一般采用在套管中下入光油管的注水方法。下入油管是为了保护套管，建立注入水循环体系，便于控制，也可不下油管直接使用套管进行注水。油田开发初期采用笼统注入方式，保持地层压力。

某区块笼统注水共有60口。其中正注59口，套注1口。主要应用油藏具有以下3个特点：

（1）均属于构造或构造-岩性油藏，渗透率相比较三叠系较高，油藏规模较小，储层砂体连通性好。

（2）开采层位单一，注水井和采油井均只开采一个层位或开采多层时夹层间距很小（≤2.0m），且连通性好。

（3）储层物性相似，层间矛盾小，各层吸水能力相近，均质性较好。

2.1.1  59口井采用油管正注方式注水，该方式操作简单。从地面流程直接操控，可以精确控制注水量。管柱简单，事故率低。一般正注为：φ73mm防腐油管+φ73mm斜尖。井下附件简单，不容易发生事故，对注入水质要求低，可以配合实现各种测试作业。成本较低，施工简单。可流程洗井，减少井筒污物，降低注水压力等。

从上表数据可以看出，单层注水区块整体压力水平稳中有升，压力保持较好，能够满足开发需要。

从吸水剖面资料来看，正注井因射孔层位单一，配注合格率高，井组注采对应好，整体吸水情况较为乐观，但由于地层原因，部分井存在小夹层（厚度≤2.0m）无法实施有效分注，存在指进及个别层段吸水差或者不吸水现象，后期建议谨慎采取小型爆燃等措施，改善储层渗流状况。

2012年底对29口正注井进行了检串作业，发现9口回注采出水管柱结垢、腐蚀情况严重，部分井斜尖部位甚至腐蚀落井等，因投注后检串周期平均4.8年，间隔时间过长导致大部分全井更换;20口注清水井检串周期平均4.2年，整体起出管柱合格，无明显结垢或破损现象。因此对于单层注水井，应该制定并严格执行合理洗井制度和检串制度。根据2012年检串情况同时考虑降低作业成本，认为回注采出水井采取半年洗井1次，2年检串1次;注清水井采取1年洗井1次，4年检串1次，同时在施工结束后从油套环空投加阻垢剂和缓蚀剂等办法，确保注水井筒及套管完好。

2.2.2  套注井1口：JA-1。JA-1井2008年在长6油层射孔作业时出现井涌，因压力较高无法进行下管柱作业，抢装井口完井，采用光套管注水直至2013年9月底。10月初已实施分注作业。采用套管注水，水质对套管内壁冲刷严重，缩短套管使用寿命。虽然可以配合大部分测试作业，但对于带压作业，因井内无油管，无法下入油管堵塞器，从而不能带压卸井口，影响整体施工，此工艺弊端较多，不适宜推广使用。

由此，正注井能够较好的满足开发层系单一，小层间距过小的区块，配合合理的洗井、检串制度，能够满足注水开发要求。后期区块随着产建缩减，井网进一步完善的情况下，为保持油藏开采压力，施工注水井时使用正注即可。

由于大部分油藏储层非均质性明显，随着油田开发的不断深入，层间非均质性矛盾更加突出，笼统注水水首先沿着高渗层向采油井突进，致使生产井含水急剧上升，而低渗层水驱前缘离采油井还很远，高渗层见水后压力升高，油井很快水淹，而低渗透层段尚未有效动用。因此，分层注水工艺作为一种降低层间非均质性矛盾，提高注水效率和采收率得到广泛应用。

2.2 分层注水

分层注水是在进行非均质多油层开采中，为加强中、低渗透层并控制高渗透层注水，按照配注要求，在同一口注水井中，利用封隔器将多油层分隔为若干层段，不同油层部位采用相关工艺技术控制不同给水压力，合理分配注水量压力，实现即不破坏断层封堵性，又能满足各油层有足够压力驱油。

某区块分层注水共有38口。其中油套分注17口，桥式偏心分注21口。此类油藏砂体分布范围广，连续性好，但是储层单层厚度小，纵向渗透率非均质性弱，夹隔层较多，导致射孔层段较多，采用分层注水较为适宜。

2012年之前，上述区块分注率为28.6%，偏心分注率仅为4.9%。2013年产建新投注水井全部采用偏心注水工艺，同时结合今年的测试作业，增注作业，完善注采井网补孔等，将部分井注水方式调整为偏心注水，分注比例为60.7%，偏心分注比例54.1%，较去年有较大幅度上升，增强了区块整体注水效果。

从上表可以看出，三叠系区块整体压力呈下降趋势，主要受前期注水欠注影响，同时由于分注井实施时间较短，注水效果不是很明显，有待继续观察。

2.2.1 油套分注

油套分注是指将油层分为上、下两个注水层段，中间用封隔器将上、下层段的油套环形空间封死，从套管给上层注水，从油管给下层段注水，各层段的注水量由地面闸门直接控制。

某区块部分井采用油套分注，一是前期考虑到该工艺成本较低，工艺施工简单，从地面实现直观精确控制注水量。当时注采矛盾不是很明显，采用油套分注较为适应当时环境;二是2010年油田公司推广油套分注技术，甚至将更早之前投注的几口偏心分注更换为油套分注，属于注水工艺技术探索观察阶段。随着油田开发精细化，层内矛盾、平面开发不平衡等矛盾突出化。在施工过程中发现由于长时间未检串，导致封隔器坐死无法解封等现象，油套分注缺点越来越明显：（1）只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不容易判断;（2）对注入水质要求严格，若水质不达标，则容易在封隔器部位结垢导致封隔器卡死，无法解封，同时注水对套管造成冲刷，容易腐蚀套管;（3）由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对地层的损伤大;（4）上段不能测试吸水剖面，无法准确掌握地层吸水情况。目前，已制定出相应的治理计划，根据投运时间，结合后期检串、增注、测试等作业将其全部更换为桥式偏心分注，更好的实现精细注水要求。

2.2.2 偏心分注

偏心分注工艺是目前长庆油田使用较为广泛和成熟的一种分注技术。管柱主要由封隔器、偏心配水器、堵塞器、单流阀和死堵等工具组成。为了减少流量调配时层间干扰，桥式偏心注水应用更为广泛。

桥式偏心注水具有以下4个优点：

（1）分注层数不受下井工具级数限制;对某一层进行投捞或测试时，对其它层影响小。

（2）内通经一致，便于测试、验封，分层压力测试不需投捞堵塞器，减少了投捞工作量和井口开关次数，提高了注水井的测压效率。

（3）堵塞器下井保护，投捞测试成功率高。

（4）通径大小一致，有利于吸水剖面测试仪器通过，解决了注水井测试时测试密封段过孔“刮皮碗”和“憋压”问题。

2.2.2.1采用偏心分注后部分井组开发形势趋于好转。

姬B2综合曲线所示，2013.6.2日分注后缓解了液量递减趋势，目前产油量上升，含水下降，液量渐稳，开发形式好转。

某区块分层注水开发形势趋于好转，2013年共计完成桥式偏心分注15口井。目前分注井对应的65口采油井产量趋于稳定，部分井组产量上升，如含水稳中微降趋势，动液面平稳中微降，注水效果整体较好。

2.2.2.2采用偏心分注后井组吸水剖面得到改善。

从分注前后吸水剖面对比和注水井调配结果来看，注水井剖面矛盾得到一定程度的缓解，如姬C-11井吸水剖面对比图可以看出，分注前上段不吸水，分注后吸水剖面趋于平衡，能够达到地质配注要求。

2.2.2.3采用分注后全区水驱储量动用程度得到改善。

从上表可以看出，实施分注后三叠系区块水驱储量动用程度增加了3.4%，水驱储量控制程度增加了3.7%。注水井吸水厚度和与注水井连通采油井射开有效厚度均大幅增加，有效提高了注水开发效果。

2.2.3实际使用中存在的问题及对策

根据2013年测试、检串等作业过程中发现，分注井存在的主要问题是封隔器失效（座封后短时间就解封、座封后长期不解封）和测试遇阻。

（1）短期内解封

2012年底投注3口井，采用Y342-114可洗井封隔器，两封两配管柱组合，完井时水泥车打压座封，压力显示封隔器座封合格。后因时值冬季，水源短缺等原因一直未注水，2013年3月底恢复注水，发现套压稍低于油压，怀疑上部封隔器失效，后经验封，确认失效。分析认为封隔器（施工方提供）胶筒材料耐温耐压技术指标较低（90℃、25MPa），座封后未正常注水，反洗井活塞工作可靠性差，有效期短，失效后层间窜通。后期施工中采用甲供材料（160℃，35MPa），确保封隔器质量，座封后反挤，确保反洗井通道干净畅通，同时确保按时正常注水。

（2）长时间不解封

在今年检串工程中发现，2口井因封隔器坐死无法解封，其中姬D-4井用反扣钻杆实施倒扣作业，历经16躺钻完井，下部封隔器及配水器被倒扣分解为好几部分才起出。分析认为因长时间未检串作业，加之注入水质不合格，在封隔器部位脏污较多，导致封隔器坐死无法解封，后期因严格执行分注井检串和洗井制度。

（3）管柱有效期

我区块分注井大部分为2013年实施，目前管柱状况良好，借鉴邻区数据：

分层注水管柱2年内有效井数占66.7%，2-2.5年内有效井数占43.5%， 2.5-3年内只有30.4%， 3年以上有效井数只有16.6%。管柱中没有采用必要的锚定及长度补偿措施，随着注水井工作制度的变化及注水压力的波动，管柱中产生的温度效应和压力效应引起管柱的蠕动，从而带动封隔器上下蠕动，导致封隔器解封，分层失效。

（4）定位不合格

部分注水井因停注、注水量不足等原因，导致注入水反吐，在配水器堵头部位产生油泥，致使后期投捞工具无法定位，调配不成功。

（5）测试遇阻

测试遇阻是分注井存在的主要问题，因管柱结垢、垢片掉落聚集、地层吐砂等原因，导致投捞仪器无法下至工作位置。

（6）工艺缺点

偏心配水管柱投捞测试需要配水器间距≥7m，不适应多个薄夹层细分，投捞调配一次只能施工一层，施工周期较长。

3、 结论及建议

1、结合该区块特点及发展模式，坚持“用最简单注水工艺实现最全面注水需要”原则，尽可能简化井下附件数量，以降低井下事故率及整体成本。

2、对于单层系开发区块，采用单层注水即可满足开发需求，后期对于转注井，可优先考虑此工艺，对于多层开发间距过小井，层间矛盾不是很突出的井，尽可能使用单层注水。

3、对于多层系开发区块，建议使用桥式偏心注水工艺，考虑到该工艺油田公司使用较为成熟，配套的相关测试等工艺齐全，根据目前应用效果分析，对于油井产量稳定，地层能量稳步回升，水驱储量动用程度提高，剖面矛盾处的缓解。桥式同心注水工艺采用多级集成细分注水工艺管柱，配水器和封隔器一体化设计，可实现1m夹层的细分注水，一次测试调配同时完成2-3层，提高了测调效率。可以选择性试验1-2口井。

4、不管对于那种注水方式，必须制定合理检串和洗井制度，严格落实。单层注水：回注采出水井采取半年洗井1次，2年检串1次;注清水井采取1年洗井1次，4年检串1次，分层注水：注污水井每季度洗井1次，注清水井每半年洗井1次，同时对于停注24h以上或者注水量明显下降井及时洗井。每3年实施1次检串，重新更换封隔器和配水器。

5、对于分注井，必须坚持封隔器验封，及时发现无效封隔器，避免无效注水。

6、随着注水时间增加，部分区块油藏压力较高，在后期施工过程中灵活采用带压作业，降低因施工造成的储层压力损失。

参考文献

[ 2 ] 李红英。靖安油田分层注水工艺技术研究 [D ]。西安： 西安石油大学， 2008.

[ 3 ] 林英松。鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化 [J ] 西安石油学院学报， 2003， 18（6），43-46.