无效注水原因分析及提高注水利用率做法摘要：本文从A油田主体区块目前实际开发状况出发，对无效注水的原因进行分析研究，并采取有针对性的调整挖潜方法，达到提高注水利用率、提高水驱开发效果的目的。关键词：无效注水挖潜方法注水利用率一、问题的提出无效注水的定义简单的说就是没有进行驱油的注入水，对于注水开发的油田来说，无效注水比例越大，说明注水利用率越低，水驱效果也就越差。A油田于1986年投入开发，目前已进入中高含水阶段，从“十一五”以来，年注水量基本保持在141.0×104m3左右，但采油量呈逐年下降的趋势，也就是说部分注入水没有起到驱油的作用。因此，有必要对无效注水的原因进行分析研究，并采取有针对性的调整挖潜方法，达到提高注水利用率、提高水驱开发效果的目的。二、无效注水原因分析1.影响无效注水的原因1.1无效孔隙吸水量无效孔隙吸水量主要指不参与流动的孔隙吸水，也就是不连通层吸水，以单砂体为基础，对全矿各区块有吸水剖面资料的注水井进行分析，无效吸水量比例为15.9～38.5%，平均为23.3%。1.2油层段外泥岩吸水油层段外砂泥岩吸水主要是由于水窜造成的地层吸水。当油田注水开发后，水窜入到泥砂岩中，非油层段可能吸水，发生泥岩蠕变，从而导致井套损。从套损井吸水剖面统计数据看，泥岩吸水量约占8～10%。2.评价注入水利用率的指标2.1水驱效率根据物质平衡原理，画出累积纯净注入水与累积产油量的关系曲线，累积纯净注入水就是累积注水量减去累积产水量，它是衡量注水利用率的指标。对于高渗透油田，累积纯净注入水与累积产油量之间是很好的线性关系，而对于低渗透和特低渗透油田来说不是线性关系，而是呈二元方程式关系，也就是说，在采出同样多的原油情况下，高渗透油田所需要的纯净注入水比低渗透和特低渗透油田低，同样随着渗透率的降低，所需要的纯净注入水量就越高，这也是渗透率越低，累积注采比越高的主要原因。分析原因，主要是因为低渗透油田存在着启动压力梯度，注入水产生的能量首先用于克服压力梯度产生的阻力，然后进行驱油作用，渗透率越低，启动用压力梯度越大，需要消耗的能量越大，因此，渗透率越低，采出同样的油需要的纯净注入水量就越大。2.2存水率油田注入水地下存水量与累积注水量之比称为存水率。存水率
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明注入水存留在地层中的比率，公式如下：随着原油采出量的增加，注入水将不断向油井井底推进，造成综合含水率不断上升，随着注入水的不断排出，在注入水量一定的情况下，存水率将越来越小，阶段水驱油效果将不断变差，根据地下存水率的大小可评价开发效果的好坏。从采出程度与存水率关系来看，随着采出程度的增加，存水率呈下降趋势：一类区块由于裂缝方向上油井含水上升，存水率明显下降，通过转成线性注水，含水得到有效控制，存水率上升，水驱效果变好，但随着采出程度的增加，含水上升，存水率下降，因此，应采取控水措施。2.3水驱指数水驱指数是指注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比，水驱指数能够直观地反映注水利用率，该指标可判断油田采取的各种措施取得的效果。开发初期水驱指数较低，当采出程度达到7.0%左右时，曲线斜率明显下降一定值，采出程度上升较快，说明各项措施取得预期效果，注水利用率高；当采出程度达到15.0%左右时，曲线斜率上升，说明油田含水上升，措施效果变差，注水利用率下降，水驱效果变差。通过加大调整，含水上升速度得到控制，但近几年来，一类区块采出程度达到20%时，曲线斜率上升较快，说明油田含水上升速度加快，注水利用率明显下降。三、提高注水利用率的做法及效果1.对不连通层进行单卡配零，控制无效孔隙吸水量1.1通过周期注水技术来控制无效、低效注水循环自2000年以来A油田围绕控制含水上升，减缓产量递减的目标，在综合含水较高、压力高、主力砂体水淹较严重、累积注入量高的区块积极开展周期注水，以提高注入利用率，改善区块开发效果。随着周期注水技术不断完善，应用规模逐年扩大，有效地控制了井区含水上升速度及产量递减速度，目前周期注水已经成为A油田注水调整的主要手段。但随着间注次数的增加，间注效果有变差的趋势，针对这一问题，一是对效果变差井区要适时改变周期注水方式，由零散间注、井间轮换间注向排间轮换间注及整体轮换间注方式转换；二是由单一调整向复合调整转化，把调剖工作与周期注水结合起来，探索提高调整效果的有效方法。2012年A油田全年共实施周期注水74口，其中零散井点间注15口，井间轮换间注12口，排间轮换间注47口，累计少注水18.90×104m3。间注井区影响未措施油井125口，日产油量由2011年12月的223.4t稳定到目前的223.5t；含水由2011年12月的52.8%略降到目前的52.6%，累积增油0.20×104t，累积降水0.18×104m3，产量递减及含水上升速度得到了控制。1.2通过层段调整，改善注入水纵向分布取芯资料、剖面资料和现场动态监测资料表明，层内非均质性影响较强，渗透率较高部位水淹严重，渗透性差的部位剩余油较为丰富，另外层间非均质性影响较强，河道砂水洗比例大，且注入水主要沿一类连通突进。对于含水较高或含水上升的油井连通的注水井，利用剖面资料及油水井动态监测资料，分析油井主要来水方向，开展层间调整。2012年9月底对20口分层井进行层段调整，日配注由600m3下调到415m3，日实注由615m3下降到420m3，注水强度由2.78m3/d.m下降到1.90m3/d.m。控制层段32个，日配注由345m3下调到160m3，注水强度由2.62m3/d.m下调到1.22m3/d.m。调整井区未措施老井61口，有效厚度10.2m，连通厚度8.1m，目前日产液288.8t，日产油量由137.0t，含水由52.8%，效果有待观察。不连通层单卡14个，配注调零，减少无效注水15m3；连通层单卡65个。目前已分层作业6口井，成功4口井，分层井数达到182口，分注率为80.2%，比2010年提高3.7个百分点。周围连通6口未措施油井，调整前日产液18.6t，日产油11.2t，含水40.0%，调整后日产液18.9t，日产油12.8t，含水32.2%，目前日产液18.6t，日产油13.2t，含水29.1%，缓解了层间矛盾，含水上升速度得到控制。四、结论及认识1.低渗透油田中高含水期，含水上升速度快，无效、低效注水循环是重要影响因素。2.在精细地质研究的基础上，以剩余油量化为指导，通过周期注水以及深、浅调剖等综合调整，不断优化注采结构，控制无效、低效注水循环，才能有效减缓含水上升速度。3.加大套变修井力度，进一步挖掘油井潜力，改善区块开发效果。参考文献[1]高书明.应用周期注采技术改善特高含水期开发效果[J].大庆石油地质与开发，2006，25（增刊）：8-9.[2]刘刚，袁娜，张敏.储层无效循环场识别方法研究[C]//2004第三届油气储层研讨会论文摘要集，2004.[3]刘淑芬，梁继德.试井技术识别无效注采循环方法探讨[J].油气井测试，2004，13（1）：27-30.
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