加强注水工艺技术配套 提高低渗油田开发水平
摘要 中原油田是以注水开发为主的老油田，由于中原油田油藏类型多、断块复杂、
深层低渗、高压高温、高矿化度等特点，造成注水压力高、水驱动用程度偏低，注水工艺技术要求高、实施难度大、递减幅度大局面。针对低渗、特低渗油藏特点，近几年来从系统入手，综合配套注水技术，依靠工艺技术进步，实现低渗油藏注上水、注够水和注好水，提高低渗油田动用程度和开发水平，初步形成具有中原特色的低渗透油田注水开发技术。
第一作者：孙江成，1966年出生，男，高级工程师，1989年毕业于西南石油学院，现在中原油田分公司采油工程事业部工作，主要从事油田注水和水处理。 地址：河南省濮阳市中原路277号； 邮政编码 457001； 电话（0393）4821391 邮箱：sunjc66@sohu.com
参考文献
［1］G.鲍尔.威尔海特[美].注水.石油工业出版社，1992：314-373.
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［3］蒋阗，康德泉，等.低渗透油气田开发译文. 石油工业出版社，1992：366-378
[4] 低渗透油田开发技术（全国低渗透油田开发技术座谈会论文选）. 1994：269-278
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加强注水工艺配套 提高低渗油田开发水平
孙江成 催体江 李远兵 朱华丽
摘要 中原油田是以注水开发为主的老油田，由于中原油田油藏类型多、断块
复杂、深层低渗、高压高温、高矿化度等特点，造成注水压力高、水驱动用程度偏低，注水工艺技术要求高、实施难度大、递减幅度大局面。针对低渗、特低渗油藏特点，近几年来从系统入手，综合配套注水技术，依靠工艺技术进步，实现低渗油藏注上水、注够水和注好水，提高低渗油田动用程度和开发水平，初步形成具有中原特色的低渗透油田注水开发技术。
中原油田自1979年投入开发以来，累计开发15个油田，动用含油面积290.9km2，石油地质储量43899×104t，可采储量14248×104t，标定采收率32.46%。
到目前，油水井总数4948口（扣除报废），其中油井3211口，开井2817口，日产液8.118×104 m3，日产油9522t，综合含水88.2%。采油速度0.85%，采出程度25.42%，水驱控制程度77.22%，水驱动用程度54.72%，综合递减12.32%，自然递减24.54%。注水井总数1737口，开井1275口，利用率73.4%，日注10.6×104m3，平均单井注水压力20.4MPa日注83m3。高压注水井占61%，注水单耗10.06Kw·h／m3。
中原油田低渗油藏（渗透率小于或等于50×10-3μm2）单元数88个，地
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质储量1.8503×108t，占全油田的42.15%。具有油藏深、渗透率低、孔隙度和孔喉直径小、油层矿化度高、高温高压等特点。油藏埋深大于2500m的低渗储量占动用储量的39.6%。油层平均孔隙度12～20％，平均孔喉直径1～5.4μm。油层温度75-140℃，地层压力18～70 MPa，地层水矿化度7～32×104 mg/l，为CaCl2型。主要分布在濮城沙三、卫城沙四、桥口、文东、文南、文72沙三中、文88块等油田，其中常压低渗油藏储量9090×104t，占低渗油藏的49.13%；高温高压深层低渗透油藏储量8691×104t，占低渗油藏的46.97%；挥发性低渗油藏储量722×104t，占低渗油藏的3.90%。目前，低渗油藏日产油量5607t，占日总产量的58.8%，日注水量4.75×104m3，占日注水量的42%。
一、低渗透油田注水开发面临的问题
1、低渗透油田要求水质标准高，污水处理工艺难度大
中原油田的注水水源包括三个部分：油井产出水、洗井水和浅层清水。1995年以前油田水处理采用清、污水先分别处理再混合注入的注水工艺。由于产出水“四高一低”特点：矿化度高、CO2.HCO3-含量高、高价金属离子含量高、SRB高、PH值低。产出水腐蚀性强，最高腐蚀速率达到6～7mm/a。清、污水分别处理后再混合导致注水系统地面管网流程和井下油、套管腐蚀结垢严重和大量腐蚀产物沉积，为细菌生长繁殖创造了有利条件并加剧了腐蚀，形成“腐蚀——结垢、结垢——腐蚀”互为因果的恶性循环，最大结垢速率达10mm/a以上，注水水质沿注水管网流程急剧恶化。据检测，清污水混合后1.53～2.02μm的颗粒数比清水增加了18～90倍，比污水增加
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10～14倍，造成注水系统腐蚀、结垢严重，注水井下井管柱不到1年就全部堵死。中原油田储量中50～500×10-3μm2的储量占57.8%，10～50×10-3μm2的低渗储量占29.8%，小于10×10-3μm2的特低渗储量占12.4% 。由于低渗、小孔隙、小孔径等地质特点，要求注水水质达到SY/T5329-1994提供的渗透率小于100×10μm低渗油藏A级注水水质标准，即A3或接近A2水质标准。而受1995年以前的水处理工艺技术条件限制，处理后的水悬浮固体含量一般大于5.0mg/L，含油量达到10.0mg/L以上，特别是硫酸盐还原菌达到104个/mL以上，水井环空水乌黑发臭，地层堵塞严重。如文南低渗透油藏1995年以前的水质达标率仅42%左右，注水井50%在注到排液量情况下就注不进，更谈不上搞分注等措施，造成水驱动用程度30%左右，无法实现有效注水开发。
表1 注水水质主要控制指标（SY/T5329-1994）
注入层平均空气渗透率 ＜0.1 0.1～0.6 ?m2 标准分级 A1 A2 A3 B1 B2 B3 悬浮固体含量， mg/L ＜1.0 ＜2.0 ＜3.0 ＜3.0 ＜4.0 ＜5.0 悬浮物颗粒直径中值，?m ＜1.0 ＜1.5 ＜2.0 ＜2.0 ＜2.5 ＜3.0 含油量， mg/L ＜5.0 ＜6.0 ＜8.0 ＜8.0 ＜10 ＜15 平均腐蚀率， mm/a ＜0.076 控制A1、B1、C1级：试片各面都无点腐蚀 指点腐蚀 A2、B2、C2级：试片有轻微点蚀 标 A3、B3、C3级：试片有明显点蚀 硫酸盐还原菌， 个/mL 0 ＜10 ＜25 0 ＜10 ＜25 铁细菌， 个/mL n×102 n×103 腐生菌， 个/mL n×102 n×103 -32
＞0.6 C1 ＜5.0 ＜3.0 ＜15 C2 ＜6.0 ＜3.5 ＜20 C3 ＜7.0 ＜4.0 ＜30 0 ＜10 n×104 n×104 ＜25 2、低渗透油田注水压力高，注水困难，欠注严重
为了提高低渗油藏的开发水平，中原油田于八十年代中期开展了“三年科技攻关会战”，通过开展钻井技术攻关和油层保护技术攻关，引进大型水力压裂技术，开展低渗油藏注水开发先导试验区等，使异常高温高压的
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文南、文东及常压的濮城沙三、卫城沙四、桥口等低渗油藏逐步投入开发。但低渗油藏的注水开发表现出注水压力异常高，注入困难，部分低渗单元受当时工艺限制注不上水问题比较突出问题。1995年以后，加强了水质治理，见到显著效果，但到2000年底，全油田共有注水井1624口，开井率仅67.4%。其中，大于18MPa注水井870口，占65%，而注水压力大于25MPa的注水井已经达到482口。注水井配注完成率78.6%，其中，欠注井235口，欠注率21.4%。这些欠注井主要分布在文13块、文203块、文110块、文115块、卫79块、卫10块、卫81块、卫42块、卫43块、文33块、文95块、文79南、文72块、文82块等低渗油藏上。由于现有的注水设备、管网提供的注水压力条件无法有效启动二、三类低渗油层。分析235口井欠注原因：物性差占40.0%，油层污染占28.9%，油水井连通性差占
百分比（％）454035302520151050欠注原因分析图4028.9206.74.4注不进物性差油层污染油水井连通差结垢或污染原因20%，结垢或污染占6.7%；注不进占4.4%。由于低渗油藏注不够水，地层亏空严重，水驱动用程度仅39.4%，自然递减29.2%，高出油田平均水平4.66个百分点。
3、低渗透油田注水工艺技术配套难度大，系统投资成本高，效率低 油田开发初期，注水开发按照常规油田进行布井、完井和井网完善。
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