1、1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 141.0104m3 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
2、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 15.938.5%，平均为 23.3%。 1.2 油层段外泥岩吸水 2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 810%。 2.评价注入水利用率的指标 2.1 水驱效率
3、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
4、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。存水率表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3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
5、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
6、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4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
7、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 18.90104m3。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 0.20104t，累积降水 0.18104m3，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
8、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。5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
9、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
10、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6井测试，2004，13（1）：27-30.
