注水开发提高采收率技术研究

注水开发提高采收率技术研究

何泽军,马志璇,朱红梅 ,薛姗姗

（长庆油田分公司第七采油厂    陕西省西安市）

摘要：油藏进入特高含水期后，处于高采出阶段，仍残有大量剩余油，只是，剩余油的分布更加零散。大量实践证明，处于特高含水期的油藏，进行合理的再次水驱开发，能够进一步提高采收率，改善开发效果，具有很大潜力

关键词：注水，采收率，高含水，低渗透储层

前言

提高采收率技术一般指通过各种方法改变驱替相/被驱替相的物理、化学性质，从而提高驱替相的波及程度或驱油效率，并最终提高原油采收率的油田开发技术。提高采收率技术既包括改善水驱技术，也包括化学驱、气驱、热力采油等三次采油技术，可在常规二次采油的基础上，将原油采收率再提高5%-30%。

众所周知，注水是保持油层压力，实现油田高产、稳产，改善油田开发效果较为有效方法之一。中国油田储集层里面，92%为陆相碎屑岩沉积，纵向上非均质性严重，注水开发过程中，注入水很容易沿着高渗层，进而引起水窜。为了提高水驱油开发效果，应重视中、低渗透层注水，发展分层注水等技术，达到多油层的高效注水，这也是特高含水期，为了提高水驱采收率的重要技术之一.

1改善水驱技术

水驱是应用规模最大，开采期限最长，调整工作量最多，开发成本(除天然能量外)最低的一种开发方式。改善水驱是常规水驱在理念和技术上的全面升级，核心是将“精细”这一开发理念贯穿于油田开发的各环节，将地质油藏、钻井工程和采油工艺紧密结合。通过精细分层注水和精细分层采油，加强对单砂体注采系统和多向连通率的控制，通过调驱等措施调整注采剖面和平面矛盾，从工艺上细分注水级数并提高分注率，总体上实现油藏的立体优化，提高水驱波及系数。精细水驱相对常规水驱可提高采收率5%-10%改善水驱技术按中、高渗透高含水油藏和低渗透油藏两个方面进行概括。

2高含水油藏改善水驱技术

高含水油田储层以中、高渗透为主体，所占储量规模最大。随着开发程度的越来越高，剩余油分布越来越复杂、高含水、地面设施老化和套管损坏等间题日益严重，给进一步提高采收率带来了严峻的技术与经济挑战。开发调整的做法可以概括为如下几个方面。

2.1层系划分越来越细，井网越来越密

国外大油田开发经验表明，油田开发是一个逐渐完善和强化的过程，重点体现在开发层系划分越来越细，井网密度越来越大。我国大庆油田通过不断的地质认识和开发现场试验，在基础井网的基础上，已经实施了三次井网加密与层系重组。胜利油田形成了河流相储层分油砂体井网完善、三角洲相储层细分韵律层井网完善和多油层层系井网重组及立体开发等技术。

2.2注采系统调整力度逐渐加大

随着多层砂岩油藏不断的层系细分和井网加密，注采系统不断完善与强化。一方面，水油井数比逐渐增加，井距逐渐减小。核心是增大驱替压力梯度，提高水驱控制程度。另一方面，在油田开发后期，实施强化采液的同时，应采取各种措施降低无效注水量和产水量，通过提降结合，优化注采结构。

2.3水平井成为厚油层韵律段的挖潜手段

国外水平井技术已作为常规技术用于几乎所有类型的油藏，尤其是适用于气顶、底水和裂缝性油藏的开发。在我国水驱开发油田，水平井主要应用于正韵律厚油层顶部和断块油藏的开发。水平井平均单井增加可采储量2.2×104t，平均单井初期日产油是直井的2-5倍。

2.4周期注水方法得到广泛应用

周期注水、改变液流方向等方法，是改善水驱开发效果有效的方法。它的最大优点是，利用现有井网和层系，通过调整压力场，用起常规水驱滞留的原油，有效提高注水利用率，进而，扩大注水波及面积，控制含水上升，延长了油田的稳产期，是提高水驱采收率极为简便、经济有效、易于大规模推广的方法。

周期注水，针对非均质性越强油层，起到的提高波及作用越好，因此，非均质性的强弱，决定着是否能合理地进行周期注水。周期注水原理是，利用岩石自身亲水性，让注入水滞留在低渗透层中，从而，驱替出低渗透层中的部分油。所以，只有在油层的润湿性为亲水性的前提下，周期注水的驱油作用才能显现出来。原油粘度大小，直接影响周期注水效果。仅仅当，原油粘度非常小时，毛管力克服原油粘滞力时，才能驱替出低渗透层中原油。一般情况下，连续注水时间比较短;周期注水的井、层段，能够允许注水量得到进一步加大。

2.5调堵调驱技术

调堵调驱技术以扩大波及体积为核心。调堵调驱技术除机械方法的井筒控制外，化学方法得到高度重视。由于成本方面的优势，化学方法调堵调驱技术已经成为可适应不同油藏条件的提高采收率的战略措施，而深部调剖技术已受到普遍关注。我国油田开发界将油层深部调堵调驱技术看成水驱与三次采油相结合的“2+3”提高采收率技术，从解决层间逐渐向解决层内矛盾转移，实现了单井向区块转变，浅调向深调转变，单轮次向多轮次转变等三个转变，从作为降水增油的战术措施向提高采收率的战略措施转变。但仅处于研究试验层面，还没有大规模推广应用。

3低渗透油藏改善水驱技术

中国把渗透率为（0.1-50）×10-3μm2的储层统称为低渗透储层。该类储层具有油层喉道半径很小、比表面积较大、粘土矿物发育、压敏效应强、裂缝发育等特点，在开采中一般难以建立有效的驱动体系，单井产量低，经济效益差，产量递减快，采收率低，甚至难以动用。为改善开发效果，除注气外，国内外发展了以下几种代表性的注水开发技术。

3.1超前注水开发

适用于压力系数较低、吸水能力较强的油藏。    超前注水有利于建立有效的驱替压力系统，提高单井产量和最终采收率。合理的注水参数将直接决定着低渗透油藏的开发效果。超前注水可以建立有效的低渗透油藏驱替压力系统，避免因压力下降而造成的储层物性变差，从而可以提高单井产能并减缓油田综合产能递减率。确定合理的超前注水压力保持水平、注水压力、注水强度和注水时间，可以提高单井产量15%-20%。

3.2采用大井距、小排距开发压裂一体化

针对低渗透油藏，通过人工裂缝，形成大井距、小排距的裂缝一井网模式，可以改变渗流场，克服启动压力梯度，有效建立驱动体系的做法已经得到普遍承认。对于天然裂缝发育的储层，应当采用沿裂缝方向注水的线性注水方式，最大程度地扩大注人水波及体积。

3.3实施活性水降压增注

我国低渗透油田的活性剂驱油技术目前还处于室内研究阶段，矿场试验表明，采用低含量活性剂体系是低渗透油田开展降压增注的一项有效增产措施，值得在低渗透、特低渗透油田推广。活性水增注技术的主要问题是油层吸附性较强，应当优选低吸附的表活剂或牺牲剂。此外，表活剂与粘土矿物反应和与原油乳化增加阻力方面也应高度重视。

3.4采取多井段分段压裂水平井技术

低渗透油藏水平井技术在我国得到广泛应用。目的是增大泄油半径、增加单井储量控制程度、提高单井产量，降低百万吨产能投资。低渗透油藏水平井应用还存在两个突出矛盾问题:水平井垂直于裂缝主要发育方向，容易造成注人水沿裂缝窜进，使生产井过早水淹;水平井平行于裂缝方向，因基质渗透率太低，井间距较大，油井难以见效，产量太低。为此，有的专家提出低渗透油藏水平井“纵向布井、复合压裂”和“横向布井，交错压裂”的科学布井压裂可能是一种有效途径。

4结束语

水驱开发技术已经到了精细开采的阶段了，技术创新是企业持续发展和提高效益的重要途径。为了经济有效开采把小孔隙中的剩余油出来，先通过周期注水、减压采油、改变液流方向等水动力学方法，或热采、气驱，最后可考虑采用具有经济效益的化学驱技术。注水开发中采用新的措施以后，是否取得好了好的效果，要利用生产动态数据进行分析。通过分析产量、累积产量、含水率与时间的关系，及可采储量在不同开采条件下的变化，评价注水开发油田的效果。

参考文献

[1]水驱后低渗油藏提高采收率方法优选[D].赵宁.中国石油大学（北京）.2017

[2]提高油田采收率的技术措施[J].张威.化工管理.2021(23).193-194