采油工程中的水平井注水工艺探析

李 哲

延长油田股份有限公司子长采油厂 陕西延安 716000

1 采用水平井注水技术的优势

1.1 改善地层压力

水平井注水优于直井，因为它是直线驱替，注水见效快，波及面积大，能提高采收率。在采油过程中，使用注水工艺能够保证地层压力的稳定性，以便在后续的工作中持续开发，提升驱油效率。

1.2 改善地层的热裂缝现象

在采油的过程中，地层内部出现热裂缝对于原油的开采是十分不利的，而在水平井注水工艺的作用下，地层内部的压力区域平稳。因此，由于压力不稳定出现的热裂缝，不会对采油工作造成影响，反而有利于提升采油工程的优势。

1.3 注水井段长

采用水平井注水工艺可以使注水井段得到延长，提高油井注水的效率，使注水工艺能够更好地发挥作用。有利于对水驱波及系数进行控制，使油井压力的分布合理，保障水流可以在油井中更好地流动，进而提高注水速率。

1.4 近线性驱动

通过线性驱动方式可以提高油田的开采效率，使油田注水过程更加地顺利，降低复杂环境对油田开采过程的影响。通过水平井注水技术可以将油田的驱动模式转变为近线性驱动，使油田的开采效率能够得到有效提高，并且开采过程也易于控制。

1.5 渗油均匀性好

通过水平井注水工艺可以使渗油具有良好的均匀性，使油井之间渗油处于均衡状态，进而保障油田注水过程更好的推进。水平井注水工艺具有显著优势，在提高油田开采效率的同时，可以降低油井开采难度，为企业节约大量的成本。

2 注水工艺中容易出现的问题

在采油工程中使用注水工艺，会由于操作不当等引发一些问题，甚至造成严重后果。因此，必须了解这些问题现象及其产生原因。

2.1 注水井出砂问题及原因

油井在长时间的使用过程中，其注水设备等会出现腐蚀、老化现象，导致注水管线出现穿孔或注水站停泵等问题。在这种情况下，需要对油井停止注水。但在中断注水的过程中，可能会引起较大的泵压波动，使水量大幅度改变，进而产生出砂问题。

2.2 注水井结垢问题的产生及原因

注水井结垢问题是采油工程中的严重问题，会对油井的地面集输系统产生强大的腐蚀。当油井内油管壁发生结垢时，油管会遭到腐蚀。此外，还会产生测试遇阻的问题，难以实现水井的顺利调配。而地层中出现结垢问题的时候，不仅会使井筒周边的油层渗透率降低，影响到地层的注入能力和吸水能力，还会对地层造成污染。

2.3 站点局部水源不足

站点水源紧张，在用水源井故障易导致大面积欠注，影响油藏开发；局部注水系统能力不足，采出水站点注水泵需同时启动才能满足注水需求，无备用泵，应急能力差；临时注水撬存在运行风险，注水撬运行时震动剧烈，运行管理难度大。

2.4 部分站点采出水处理工艺不完善

受分注工艺、基础管理投入等影响，测调遇阻率较高；部分井仍采用老式分注工艺，偏心分注井测调需反复投捞；基础管理投入不足，测调周期长，平均测调周期112d，远大于合理测调周期50～70d；洗井频次低，遇阻率高。

3 采油工程中改善注水工艺的措施

3.1 恒压注水工艺

为实现“注够水、平稳注水”，引入注水泵带载启动稳压装置：一是电机频率自动调控，注水压力恒定；二是注水泵运行平稳，修泵次数明显减少；三是注水泵实现带载启停，启停泵时无需泄压，不但确保分注井小层注水量稳定，保障精细注水效果，而且降低员工劳动强度，节约能源。经站点试验，注水压力均始终保持平稳，平均波动率0.13%，运行平稳高效；注水单耗明显下降，年节约修泵费用20 余万元，节约电费57 万元。站点改造前后注水单耗对比见图1。

图1 站点改造前后注水单耗对比图

3.2 多组分复合降压增注技术

多组分复合降压增注技术集成了酸、碱、气热、氧化剂等多组分复合降压增注体系，通过多重化学作用，可解除有机、无机类多种污染堵塞。超分子延迟控释酸增注技术由超分子解堵剂、活性剂及多种添加剂复合组成，具有防膨、降粘、改变润湿性等功能，同时其超分子特性能将多类型污垢混合体以分子或离子状态均匀分散于溶液中，无固体颗粒残留，避免二次污染。在区块试验后，注水井油压由18.6MPa 降至8.2MPa，降压效果显著。

3.3 波码分注技术

开发新型井下分注控制算法、升级配水器等关键工具，实现测调、验封、配注量调整全工艺自动化，解决了分注工具对采出水回注井的不适应问题。经试验，在清水井全面推广波码通信分注技术，在2 层采出水回注井应用同心双管分注技术，在3 层及以上采出水回注井应用桥式同心分注技术。具体适应性如下：波码通信分注适用于清水井、层间压差＜2MPa，其技术特点为井下自动测调、数据连续监测、可带压作业；同心双管分注适用于2 层采出水回注井、层间压差＜4.5MPa，其技术特点为地面自动测调、数据连续监测、施工工序复杂；桥式同心分注适用于3层及以上采出水井，其技术特点为定期人工测调、监测离散数据点、可带压作业。提升波码通信分注技术适应性及电池续航能力、延长注水管柱检串周期等要求，研发41/ 2小套管波码配水器，提高技术适应性，攻关配水器电控模块投捞技术，延长配水器服役至4～5 年，提升电池续航能力。波码通信分注全自动控制功能优化设计见图2。

图2 波码通信分注全自动控制功能优化设计

3.4 注水井小卡距精细分注试验

目前厚度小于2m 薄互小层尚未分注，开展单砂体小卡距精细分注试验，实现纵向剩余油精细驱动。计划在长6 多层系开发油藏试验，预期实现0.5m 内卡距多级有效分注。下步计划开展超低渗透油藏欠注机理深化研究，明确注水井欠注影响因素，提出工艺技术方向和对策。在储层物性、敏感性、注入水与地层水配伍性分析方面，检查井取芯，开展水驱后储层物性、敏感性等变化分析，进行阻尼震荡返吐试验、近井地带堵塞物返吐取样分析，深化欠注原因认识。开展超低渗油藏整体重复压裂，改善开发效果机理，明确不同油藏、不同低产井重复压裂裂缝与井网最优匹配关系。研究连片低产区渗流场变化规律，提高水驱开发效果主控因素，注水井压裂裂缝扩展及改善井组渗流场机理，以及油、水井整体重复压裂裂缝与井网匹配性等。

3.5 其他混合技术

针对长7 页岩油与长4+5、长6 等注水开发区叠合，钻井过程中溢流、井漏等复杂情况频发，井控风险高、固井质量难以保障等问题。下一步将持续优化井身结构，二开由封固洛河层加深至注水层，配套旋转防喷器、节流控压装置，推广应用“井口密闭循环钻井工艺+ 防水侵水泥浆体系”，强化区域堵漏，减少地层出水对水泥浆影响，提高固井质量合格率。针对注水井宽带压裂改善水驱效果差异大，部分超低渗透油藏平面水驱不均、高压欠注等问题，下一步在水平井注水工艺方面开展试验。

4 结论

采油工程中注水工艺的应用，不仅保障了采油效率，而且具有环保的特性。但要注意其使用过程中容易产生的出砂、结垢问题等，所以要注重采取预防措施，避免对采油工程造成严重危害。在实践中还要不断总结和学习，最终完善注水工艺施工技术。