石油工業(yè)高效注水開(kāi)發(fā)工藝技術(shù)

內(nèi)容提綱油田注水開(kāi)發(fā)理論注水井生產(chǎn)分析注水管網(wǎng)生產(chǎn)分析油田注水開(kāi)發(fā)根底裂縫性低滲油藏注水開(kāi)發(fā)高含水期水動(dòng)力學(xué)調(diào)整方法油田注水開(kāi)發(fā)理論1.1砂巖油田的注水開(kāi)發(fā)在進(jìn)行油田開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)時(shí)，首先要確定油田開(kāi)發(fā)方式，且應(yīng)當(dāng)盡可能充分利用油藏本身的天然能量來(lái)開(kāi)發(fā)油田。我國(guó)現(xiàn)有油田絕大多數(shù)不具備充足的天然能量補(bǔ)給條件世界油田開(kāi)發(fā)的歷史也說(shuō)明，假設(shè)只依靠油田本身的能量開(kāi)發(fā)，采油速度低，采收率小，原油產(chǎn)量不能滿(mǎn)足國(guó)民經(jīng)濟(jì)開(kāi)展的要求國(guó)內(nèi)油田開(kāi)發(fā)中廣泛采用人工注水保持或補(bǔ)充地層能量，使油田處于水壓驅(qū)動(dòng)方式開(kāi)發(fā)。+

1高含水油田注水開(kāi)發(fā)理論大慶油田于1960年投產(chǎn)，1976年原油產(chǎn)量5030萬(wàn)噸，1994年超過(guò)5600萬(wàn)噸，但是從1998年開(kāi)始下降，到2002年降到5013萬(wàn)噸。1976年至2002年，27年高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)5000萬(wàn)噸原油后，2003年產(chǎn)量降至4840萬(wàn)噸，2004年產(chǎn)量4640萬(wàn)噸，2005年產(chǎn)量4495萬(wàn)噸，2006年產(chǎn)量降至4341萬(wàn)噸，2007年產(chǎn)量4170萬(wàn)噸，2021年產(chǎn)量4020萬(wàn)噸。大慶油田已累計(jì)生產(chǎn)原油19億多噸，占同期中國(guó)原油總產(chǎn)量的40%左右。大慶油田產(chǎn)量中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司不久前正式要求大慶油田在4000萬(wàn)噸年產(chǎn)量的根底上，實(shí)現(xiàn)原油生產(chǎn)的10年“硬穩(wěn)定〞，這是對(duì)國(guó)家要求的落實(shí)。2007年，大慶油田實(shí)際生產(chǎn)原油4169.8萬(wàn)噸，原油產(chǎn)量仍占全國(guó)原油總產(chǎn)量的近25%。中國(guó)石油和化學(xué)工業(yè)協(xié)會(huì)與中國(guó)海關(guān)總署提供的統(tǒng)計(jì)資料顯示，2007年中國(guó)生產(chǎn)原油18665.7萬(wàn)噸，凈進(jìn)口原油15928萬(wàn)噸，原油對(duì)外依存度到達(dá)46.05%。大慶油田產(chǎn)量水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度83%水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度76.1%平均采收率31.5％油水井?dāng)?shù)比2.0359單位：億噸勝利油田注水開(kāi)發(fā)根本情況截至2006年底，油田分公司主體投入開(kāi)發(fā)油田59個(gè)，注水開(kāi)發(fā)油田54個(gè)，水驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量27.93億噸。

1.1.1油田注水時(shí)間油田合理的注水時(shí)間和壓力保持水平是油田開(kāi)發(fā)的根本問(wèn)題之一。對(duì)不同類(lèi)型的油田，在油田開(kāi)發(fā)的不同階段進(jìn)行注水，對(duì)油田開(kāi)發(fā)過(guò)程的影響是不同的，其開(kāi)發(fā)效果也有較大的差異。一般從注水時(shí)間上大致可以分為：早期注水晚期注水中期注水截至1964年底，大慶油田有注水井239口，主要采取籠統(tǒng)注水。前蘇聯(lián)早期注水美國(guó)晚期注水先利用天然能量開(kāi)采，當(dāng)?shù)貙訅毫档斤柡蛪毫Ω浇鼤r(shí)開(kāi)始注水。在飽和壓力附近，地下原油流動(dòng)條件最好；對(duì)地下油層特征認(rèn)識(shí)較清楚，開(kāi)發(fā)較主動(dòng)；保持地層壓力，可以獲得較長(zhǎng)時(shí)期的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，從而縮短開(kāi)采年限。有利于早日收回投資選擇適宜的注水時(shí)機(jī)對(duì)于充分利用天然能量，提高注水開(kāi)發(fā)效果具有重要意義。對(duì)于一個(gè)具體油藏要確定最正確注水時(shí)機(jī)時(shí)，要考慮以下因素：1.1.2注水時(shí)間確實(shí)定油田天然能量的大小油田的大小和對(duì)油田產(chǎn)量的要求油田的開(kāi)采特點(diǎn)和開(kāi)采方式(低滲透油田)注水井在油藏所處的部位和注水井與生產(chǎn)井之間的排列關(guān)系。1.1.3注水方式油田的油層性質(zhì)和構(gòu)造條件確定注水方式的主要依據(jù)：目前國(guó)內(nèi)外油田所采用的注水方式邊緣注水切割注水面積注水不規(guī)則點(diǎn)狀注水將注水井和生產(chǎn)井按一定的幾何形狀和密度均勻地布置在整個(gè)含油面積進(jìn)行開(kāi)發(fā)。面積注水根據(jù)油井和注水井的相互位置及構(gòu)成的井網(wǎng)形狀，將面積注水進(jìn)行分類(lèi)面積注水方式四點(diǎn)法五點(diǎn)法七點(diǎn)法線(xiàn)狀注水九點(diǎn)法反九點(diǎn)法不同國(guó)家，甚至同一國(guó)家的不同油田之間，關(guān)于面積井網(wǎng)的命名方法可能是不同的。是以生產(chǎn)井為中心包括周?chē)淖⑺鴺?gòu)成的注水網(wǎng)格來(lái)命名，在這個(gè)網(wǎng)格中一共有幾口井，就稱(chēng)為正幾點(diǎn)井網(wǎng)，簡(jiǎn)稱(chēng)幾點(diǎn)井網(wǎng)。假設(shè)將正井網(wǎng)中的生產(chǎn)井與注水井的位置調(diào)換而得的井網(wǎng)，稱(chēng)為反井網(wǎng)。面積注水井網(wǎng)的命名1.2裂縫性低滲油藏注水開(kāi)發(fā)1.2.1注水時(shí)機(jī)國(guó)內(nèi)眾多低滲透油田一般天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率都非常低早期注水國(guó)內(nèi)一般認(rèn)為，應(yīng)該立足于早期注水。上覆壓力與巖心滲透率和孔隙度關(guān)系曲線(xiàn)〔榆樹(shù)林油田〕低滲透油層孔隙度和滲透率在壓力的作用下，其變化過(guò)程為一不可逆過(guò)程。因此，低滲透油田必須早注水，以保持較高的地層壓力，防止油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好的滲流條件。1.2.2低滲油藏的超前注水可以建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)超前注水時(shí)間越長(zhǎng)，可具有較高的生產(chǎn)壓差。降低了因壓力敏感而造成的滲透率傷害提高地層壓力，減小變形介質(zhì)的形變。有利于提高油相相對(duì)滲透率油相的啟動(dòng)壓力梯度高于水相，當(dāng)水驅(qū)油壓力梯度提高時(shí)，油相相對(duì)滲透率上升，而水相相對(duì)滲透率變化不大，可使局部原不參與流動(dòng)的油開(kāi)始流動(dòng)。有利于提高最終采收率壓力的提高可以使更細(xì)小孔道的油被驅(qū)出。能防止原油物性變差(1)超前注水增產(chǎn)機(jī)理2001年安塞油田實(shí)施超前注水井組12個(gè)，對(duì)應(yīng)采油井57口。與可比照資料的44口井分析看出，超前注水取得較好的開(kāi)發(fā)效果。(1)超前注水初期日產(chǎn)油量明顯提高，含水降低，初期遞減率較小。(2)超前注水地層壓力保持在原始地層壓力的110％為好。(3)超前注水時(shí)間越長(zhǎng)，壓力值越高，初期日產(chǎn)油亦高。(4)超前注水時(shí)機(jī)以3～6個(gè)月較佳。(5)超前注水井注水壓力正常。超前注水井注水3個(gè)月后注水壓力僅高0.5～0.8MPa。(2)安塞油田的實(shí)踐新立油田119區(qū)塊儲(chǔ)層平均孔隙度為12.9％，平均滲透率為1.22×10-3μm2。2006年開(kāi)展了超前注水試驗(yàn)，取得了初步成效，說(shuō)明超前注水方式適應(yīng)于該低滲透油藏。(3)新立油田的實(shí)踐地層壓力到達(dá)原始地層壓力的105％～115％作為油井投產(chǎn)的最正確時(shí)機(jī)。注入壓力一般不能超過(guò)油層破裂壓力。新119區(qū)塊通過(guò)9個(gè)月超前注水，各主力層地層壓力均到達(dá)原始地層壓力的105％以上，到達(dá)投產(chǎn)要求。具體表現(xiàn)為初產(chǎn)較高、遞減小、含水率低，且保持地層壓力在原始地層壓力以上開(kāi)采，采油速度合理，井網(wǎng)適應(yīng)，注采關(guān)系協(xié)調(diào)，油井產(chǎn)油能力旺盛等特點(diǎn)。裂縫性低滲透砂巖油藏的合理注采方式：具有較高的采液〔油〕速度，較高的采收率和較高的經(jīng)濟(jì)效益。依據(jù)這三點(diǎn)和裂縫性低滲透油田存在的裂縫特點(diǎn)，低滲透油田相適應(yīng)的注采方式應(yīng)滿(mǎn)足：利用面積井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)初期優(yōu)勢(shì)，盡可能延長(zhǎng)無(wú)水采油期，具有較高的采油速度；井網(wǎng)調(diào)整具有靈活性(矩形井網(wǎng))；開(kāi)發(fā)中后期具有較高的水驅(qū)控制程度和獲得較高的最終采收率。1.2.3裂縫性低滲油藏注水開(kāi)發(fā)井網(wǎng)國(guó)內(nèi)外裂縫性低滲透油藏在進(jìn)行井網(wǎng)優(yōu)化時(shí)，都是在裂縫油藏有別于常規(guī)油藏這個(gè)角度考慮的。裂縫性低滲透油藏最突出的特點(diǎn)有3個(gè)：儲(chǔ)層存在天然裂縫，裂縫具有方向性，且不同油田其裂縫發(fā)育程度不同；裂縫滲透率較基質(zhì)高，裂縫是儲(chǔ)層的主要滲流通道，基質(zhì)那么是儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)積空間；假設(shè)注采井處在裂縫系統(tǒng)上，油水運(yùn)動(dòng)受裂縫控制，出現(xiàn)不均勻性。井網(wǎng)優(yōu)化的出發(fā)點(diǎn)(1)裂縫性低滲油藏注水開(kāi)發(fā)井網(wǎng)的優(yōu)化裂縫在油藏注水開(kāi)發(fā)中有雙重作用：一方面可以提高注水并吸水能力和采油井生產(chǎn)能力；另一方面容易形成水竄，使采油井過(guò)早見(jiàn)水和暴性水淹。油藏開(kāi)發(fā)工作者應(yīng)該十分注意，充分發(fā)揮和利用裂縫的有利因素，盡可能防止裂縫的不利影響。物理模擬、數(shù)值模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)都說(shuō)明，裂縫性砂巖油藏最好的開(kāi)采方式是平行裂縫方向注水，垂直裂縫方向驅(qū)油，即線(xiàn)狀注水方式。天然裂縫的影響裂縫性砂巖油藏開(kāi)發(fā)井網(wǎng)布置的根本原那么:平行裂縫方向布井，采用線(xiàn)狀注水方式，充分發(fā)揮壓裂作用，井距可以加大，排距需要縮小?？珊?jiǎn)稱(chēng)為“平行裂縫方向的線(xiàn)狀注水方式〞。這樣的井網(wǎng)部署方式比較科學(xué)合理，而且總井?dāng)?shù)還可以相對(duì)減少一些。裂縫性油藏的井距應(yīng)該大于排距，井距可以為排距的2－3倍，甚至4倍。具體確定原那么：

井距：主要根據(jù)裂縫規(guī)模和滲透率上下確定。一般裂縫滲透越高，井距應(yīng)越大。排距：應(yīng)該根據(jù)基質(zhì)巖塊滲透率和裂縫密度確定。一般基巖滲透率越低，裂縫越少，排距應(yīng)該越小。井距與排距的關(guān)系：在低滲透油田幾十年的開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，人們對(duì)裂縫性低滲透油田的井網(wǎng)布置取得了很多有益的認(rèn)識(shí)。目前國(guó)內(nèi)外投入開(kāi)發(fā)的低滲透井網(wǎng)大多有三種：最先開(kāi)展的正方形井網(wǎng)及反九點(diǎn)面積井網(wǎng)和后來(lái)開(kāi)展菱形井網(wǎng)。前兩種井網(wǎng)由于將注水井排直接布置在主裂縫上，所以油井投入開(kāi)發(fā)后，見(jiàn)水快，水淹嚴(yán)重，而菱形井網(wǎng)才是裂縫性低滲透油藏開(kāi)發(fā)的最正確井網(wǎng)，這其中又以?xún)膳抛⑺畩A兩排采油井菱形井網(wǎng)最正確。(2)裂縫性低滲油藏常用井網(wǎng)裂縫性油藏—扶余油田、朝陽(yáng)、新立、朝陽(yáng)溝、新民、頭臺(tái)油田井網(wǎng)部署圖井排方向與裂縫方向錯(cuò)開(kāi)22.5o布井示意圖裂縫性油藏—吉林新立、大慶朝陽(yáng)溝井網(wǎng)部署圖井排方向與裂縫方向錯(cuò)開(kāi)45o布井示意圖裂縫性油藏—吉林新民、吐哈丘陵井網(wǎng)部署圖注采方向與裂縫走向成θ-900菱形井網(wǎng)圖注采井與裂縫走向成一定夾角，無(wú)裂縫溝通。雖然注水井排與最近的采油井垂直距離較短，但極大地減小了水淹井，能有效地防止因油井水淹而出現(xiàn)的嚴(yán)重后果。由于縮小了排距，油井易于受注水，使油井地層壓力保持較高的水平。同時(shí)，由于注采井直線(xiàn)距離比較長(zhǎng)，沒(méi)有裂縫溝通，所以雖然受效，但不會(huì)造成水淹。菱形井網(wǎng)的優(yōu)點(diǎn)：由于油井受兩口注水井驅(qū)油，先是受最近注水井的驅(qū)動(dòng)，可使油井穩(wěn)產(chǎn)，之后又受較遠(yuǎn)注水井的驅(qū)動(dòng)，使油井較反九點(diǎn)井網(wǎng)油井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)。油井多、水井少，它特別適合裂縫性油藏的情況，一般吸水能力強(qiáng)，不需要更多的注水井。假設(shè)加密油井可以最大限度減少死油區(qū)，如在油井排間加密一排油井，加密后注采井?dāng)?shù)比為1：3。對(duì)于裂縫性油藏這一注采井?dāng)?shù)比能滿(mǎn)足注水要求。菱形井網(wǎng)的優(yōu)點(diǎn)：1.3高含水期水動(dòng)力學(xué)調(diào)整方法注水開(kāi)發(fā)的普遍應(yīng)用大大地提高了油田采收率和經(jīng)濟(jì)效益。但假設(shè)僅利用常規(guī)的注水方式開(kāi)發(fā)面對(duì)某些復(fù)雜的地質(zhì)情況將很難得到較好的開(kāi)發(fā)效果。平面非均質(zhì)嚴(yán)重的中高滲透油藏非均質(zhì)斷塊油藏低滲透裂縫油藏裂縫-基質(zhì)裂縫-基質(zhì)-溶洞等雙重或三重介質(zhì)油藏。總的注水采收率受油藏非均質(zhì)性、巖石與流體的性質(zhì)、注水井網(wǎng)的類(lèi)型與大小以及完井等因素的控制。注入水沿高滲透層快速推進(jìn)，油井很快見(jiàn)水；在低滲透層中，由于注入水的滲流阻力大，水的推進(jìn)緩慢，在油井見(jiàn)水時(shí)，在低滲透層中還有大量的原油未被采出。尤其是在已經(jīng)形成水竄通道的中、高含水期，注入水很難擴(kuò)大涉及體積，大局部水沿已形成的水竄通道采出地面。特別是當(dāng)開(kāi)發(fā)層系的地層非均質(zhì)程度增加時(shí)，注水涉及體積和原油的采收率將急劇下降。非均質(zhì)油藏高含水期的調(diào)整工作以改變油層中的流場(chǎng)來(lái)實(shí)現(xiàn)油田調(diào)整的方法稱(chēng)為水動(dòng)力學(xué)方法。它的主要作用是提高注入水的涉及系數(shù)，是改善高含水期油田注水開(kāi)發(fā)效果的一種簡(jiǎn)單易行、經(jīng)濟(jì)有效的方法。水動(dòng)力學(xué)調(diào)整方法注水油田開(kāi)發(fā)調(diào)整的水動(dòng)力學(xué)方法的概念最早是由前蘇聯(lián)人1986年提出的。人們從1986年起把它作為獨(dú)立的方法進(jìn)行研究。水動(dòng)力學(xué)方法按其作用的特點(diǎn)又可分為兩種類(lèi)型：(1)通過(guò)改變井的工作制度，實(shí)現(xiàn)油田強(qiáng)化開(kāi)采的方法；(2)改變初始采用的井網(wǎng)和層系的調(diào)整方法。與三次采油方法相比，水動(dòng)力學(xué)方法工藝比較簡(jiǎn)單，成功率高，效果顯著，投資較小，經(jīng)濟(jì)效益好。三次采油方法工藝比較復(fù)雜，投資大，風(fēng)險(xiǎn)大。水動(dòng)力學(xué)方法往往只需要很小的工作量就能獲得較大的成效。水動(dòng)力學(xué)方法往往只需很小的工作量，就能獲得較大的成效。一種很簡(jiǎn)單的水動(dòng)力學(xué)方法，例如通過(guò)油井轉(zhuǎn)注改變液流方向，效果就很顯著。水動(dòng)力學(xué)調(diào)整方法優(yōu)勢(shì)提高最終水驅(qū)采收率優(yōu)點(diǎn)投資少風(fēng)險(xiǎn)小簡(jiǎn)單易行減緩含水上升率——水動(dòng)力學(xué)方法，根本不需要增加設(shè)備——可以根據(jù)實(shí)施效果，隨時(shí)調(diào)整——只需改變注水工作制度——提高存水率——擴(kuò)大涉及體積主要的水動(dòng)力學(xué)調(diào)整方法周期注水改變液流方向鉆加密井建立補(bǔ)充的點(diǎn)狀或排狀注水系統(tǒng)強(qiáng)化注采系統(tǒng)的變形井網(wǎng)優(yōu)化注水壓力提高排液量選擇性注水堵水、調(diào)剖周期注水周期注水也稱(chēng)作不穩(wěn)定注水、間歇注水、脈沖注水等，是20世紀(jì)50年代末和60年代初開(kāi)始在前蘇聯(lián)和美國(guó)實(shí)施的一種注水方法，在前蘇聯(lián)應(yīng)用比較廣泛。周期注水周期性地改變注入量和采出量，在地層中造成不穩(wěn)定的壓力場(chǎng)，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促進(jìn)毛管吸滲作用，增大注入水涉及系數(shù)及洗油效率，提高采收率。1961年，美國(guó)在斯普拉柏雷裂縫性砂巖油田德里佛單元的早期開(kāi)發(fā)區(qū)將周期注水作為一種新的工藝提出并實(shí)施，獲得成功。20世紀(jì)70～80年代，前蘇聯(lián)已把這種注水方式作為一些注水油田改善開(kāi)發(fā)效果的主要方法，實(shí)施規(guī)模相當(dāng)大，主要在西西伯利亞、古比雪夫和韃靼油區(qū)共22個(gè)油田約80個(gè)層系中應(yīng)用，三個(gè)油區(qū)實(shí)施周期注水10年內(nèi)，共增產(chǎn)原油2200×104t。我國(guó)20世紀(jì)80年代開(kāi)始在扶余、葡萄花、克拉瑪依、勝利等油田開(kāi)展了周期注水的礦場(chǎng)試驗(yàn)，并取得了一定成效。周期注水應(yīng)用狀況不穩(wěn)定壓力場(chǎng)驅(qū)動(dòng)低滲部位剩余油；毛管力是周期注水驅(qū)油機(jī)理的重要因素。(1)周期注水的驅(qū)油機(jī)理在層狀非均質(zhì)油層以及裂縫－孔隙油藏實(shí)施不穩(wěn)定注水，通過(guò)周期性的提高和降低注水量，由于不同滲濾特性的介質(zhì)中壓力傳遞速度不同，在毛管力和彈性力的作用下，形成了上下滲透層之間、裂縫與基質(zhì)之間的流體交換，有效地采出低滲透層與基質(zhì)中的原油，從而改善了開(kāi)發(fā)效果。對(duì)一個(gè)穩(wěn)定的注采井網(wǎng)驅(qū)替系統(tǒng)，在正常注水下液流流線(xiàn)分布如圖示，在注水井與油井連線(xiàn)的主流線(xiàn)上水淹嚴(yán)重，油井之間形成滯留區(qū)。實(shí)施不穩(wěn)定注水時(shí)，水井1加強(qiáng)注水，水井2停注，那么死油區(qū)內(nèi)剩余油將向水井2處移動(dòng)，待水井2恢復(fù)注水時(shí)便將局部剩余油驅(qū)到油井處采出。液流流線(xiàn)分布圖穩(wěn)定注水缺乏注水壓力加大，一方面局部注入水由于壓力升高直接進(jìn)入低滲層和高滲層內(nèi)低滲段，驅(qū)替那些在常規(guī)注水時(shí)未能被驅(qū)走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，局部在大孔道中流動(dòng)的水克服毛細(xì)管力的作用沿上下滲段的交界面進(jìn)入低滲段，使低滲段的局部油被驅(qū)替；再者，注水壓力的加大使低滲層段獲得更多的彈性能。因此，水量越大，升壓半周期儲(chǔ)層內(nèi)流體的各項(xiàng)活動(dòng)越強(qiáng)烈。在升壓半周期不穩(wěn)定壓力場(chǎng)作用在降壓半周期在周期注水的停注或減少注水量的半個(gè)周期內(nèi)，由于高、低滲段壓力傳導(dǎo)速度不同，高滲段壓力下降快，低滲段壓力下降慢；這樣高、低滲段間形成一反向的壓力梯度，同時(shí)由于毛細(xì)管力和彈性力的作用，在兩段交界面出現(xiàn)低滲段中的局部水和油緩慢向高滲段的大孔道流動(dòng)，并在生產(chǎn)壓差的作用下隨同后來(lái)的驅(qū)替水流向生產(chǎn)井；注水量越小，高滲層段能量下降越快，越有利于低滲層段較早地發(fā)揮其儲(chǔ)藏能，而高滲層段內(nèi)低滲段流體在彈性能和毛細(xì)管力的作用下沿高、低滲段的交界面進(jìn)入高滲段的時(shí)機(jī)也越早，流體也越多。周期注水如何通過(guò)不穩(wěn)定壓力場(chǎng)作用驅(qū)動(dòng)低滲部位的剩余油限產(chǎn)增壓階段高壓區(qū)低壓區(qū)低壓區(qū)低壓區(qū)高壓區(qū)高壓區(qū)限注降壓階段ⅠⅡⅢⅣ高滲部位低滲部位低滲部位在油藏水驅(qū)過(guò)程中存在的根本作用力有：驅(qū)替力、毛管力和重力，不穩(wěn)定注水時(shí)又增加了彈性力。目前對(duì)不穩(wěn)定注水的機(jī)理解釋為強(qiáng)化了毛管力和彈性力的作用，它們表現(xiàn)為毛管滲吸作用和在彈性方式下壓力周期漲落時(shí)的竄流作用。毛管力作用oiloilwater毛管力是周期注水驅(qū)油機(jī)理的重要因素?！灿H水油藏〕停注初期，彈性力產(chǎn)生的附加壓差引起上下滲透層之間的油水同向竄流處于主導(dǎo)地位。隨著彈性能量的釋放，彈性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向竄流將逐漸居于主導(dǎo)地位。由于上下滲透層間的含水飽和度差和滲透率差所產(chǎn)生的毛管壓力梯度必然會(huì)引起自吸滲現(xiàn)象，油從低含水飽和度區(qū)流向高含水飽和度區(qū)，而水那么從高含水飽和度區(qū)流向低含水飽和度區(qū)，使上下滲透層間的飽和度分布趨于均勻；恢復(fù)注水時(shí)流到高滲透層中的油被采出。毛管力作用機(jī)理驅(qū)油機(jī)理模擬第二層第三層涉及效率明顯增加周期注水連續(xù)注水4000md500md1500md最終含水飽和度比照第二層第三層4000md500md1500md機(jī)理模型：(2)周期注水的適用條件油層非均質(zhì)對(duì)非均質(zhì)性嚴(yán)重的油層，周期注水能起到提高涉及系數(shù)的作用。因此油層非均質(zhì)性是合理應(yīng)用周期注水的主要地質(zhì)條件。油層親水周期注水的機(jī)理就是利用地層巖石的親水作用，使注入水滯留在低滲透層(帶)中，將局部油從低滲透層(帶)中驅(qū)替出來(lái)。地層原油粘度較小只有在地層原油粘度較小時(shí)，才能靠毛管力克服原油的粘滯力，使水將原油從低滲透層(帶)中驅(qū)替出來(lái)。周期注水的適用條件周期注水前常規(guī)注水時(shí)間較短國(guó)外周期注水試驗(yàn)結(jié)果說(shuō)明，常規(guī)注水時(shí)間越長(zhǎng)，改為周期注水的效果越差?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)說(shuō)明，常規(guī)注水17a后改為周期注水，無(wú)增產(chǎn)效果，10a后增產(chǎn)1.9%，5a后增產(chǎn)6.0％(周期注水量占常規(guī)注水量的75%)。注水工藝與注水量的要求采用周期注水后，因注水井要停注一個(gè)階段，如果總的注水量與常規(guī)注水量保持相當(dāng)，那么在注水階段注水井必須相應(yīng)提高注水量。不同條件下的試驗(yàn)結(jié)果說(shuō)明，周期注水量與常規(guī)注水量之比越大，增產(chǎn)效果越顯著。(3)周期注水的工作方式按照周期注水不同的頻率，可以分為對(duì)稱(chēng)型和不對(duì)稱(chēng)型兩大類(lèi)。所謂對(duì)稱(chēng)型就是指周期注水的注水時(shí)間和停注時(shí)間相等，不對(duì)稱(chēng)型是指注水時(shí)間和停注時(shí)間不相等，不對(duì)稱(chēng)型又可分為短注長(zhǎng)停型和短停長(zhǎng)注型。不同的工作方式將對(duì)采收率產(chǎn)生影響北京勘探開(kāi)發(fā)研究院通過(guò)數(shù)值模擬研究了不同工作制度對(duì)周期注水效果的影響。在對(duì)稱(chēng)型中，研究了一組共三個(gè)工作制度，即在采油井連續(xù)采油的情況下，注水井采用對(duì)稱(chēng)的三個(gè)工作制度。在不對(duì)稱(chēng)型工作制度中，研究了三組不同的類(lèi)型：第一組，在采油井連續(xù)采油的情況下，注水時(shí)間小于停注時(shí)間；第二組，在采油井連續(xù)采油的情況下，注水時(shí)間大于停注時(shí)間；第三組，注水井與采油井都不連續(xù)工作，注水井注水時(shí)，采油井停采；采油井采油時(shí)，注水井停注〔脈沖注水〕。工作方式對(duì)采收率的影響因此在礦場(chǎng)實(shí)施周期注水時(shí)，推薦工作制度為注水井、采油井交替注采，并且注水井短注長(zhǎng)停，預(yù)計(jì)其效果將最好。雖然在不對(duì)稱(chēng)注水井短注長(zhǎng)停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能夠獲得最高的采收率，但這種工作制度在現(xiàn)場(chǎng)可能較難實(shí)施，因?yàn)樗軌蛴绊懙疆a(chǎn)量，油井停止生產(chǎn)造成的產(chǎn)量損失需要較長(zhǎng)的開(kāi)發(fā)時(shí)間才能得到補(bǔ)償。在周期注水過(guò)程中，應(yīng)盡可能選擇不對(duì)稱(chēng)短注長(zhǎng)停型工作制度，也就是在注水半周期內(nèi)應(yīng)盡可能用最高的注水速度將水注入，將地層壓力恢復(fù)到預(yù)定的水平上；在停注半周期，在地層壓力允許范圍內(nèi)盡可能延長(zhǎng)生產(chǎn)時(shí)間，這樣將獲得較好的開(kāi)發(fā)效果。注水量變化幅度受地層壓力允許變化的幅度限制。升壓時(shí)，一般地層壓力不應(yīng)超過(guò)原始油層壓力，注入壓力不應(yīng)超過(guò)破裂壓力；注水量的增加還受油層壓力保持系統(tǒng)中泵的可能注水壓力和排量的限制。

降壓時(shí)，不應(yīng)把油層壓力過(guò)多地降到飽和壓力以下，在實(shí)際中允許將采油地帶的油層壓力降到低于飽和壓力15%～20%以?xún)?nèi)。(4)連續(xù)注水轉(zhuǎn)周期注水的時(shí)機(jī)目前油田開(kāi)發(fā)一般都采用連續(xù)注水方式，在連續(xù)注水一段時(shí)間后往往為了改善開(kāi)發(fā)效果而轉(zhuǎn)入周期注水，因此就存在一個(gè)轉(zhuǎn)入周期注水的最正確時(shí)機(jī)問(wèn)題。所謂最正確時(shí)機(jī)就是在這個(gè)時(shí)間轉(zhuǎn)為周期注水后，增產(chǎn)油量最多，開(kāi)發(fā)效果最好。在這個(gè)問(wèn)題上目前還沒(méi)有找到一個(gè)明確的界限。研究說(shuō)明：在任何階段由連續(xù)注水轉(zhuǎn)為周期注水都能夠改善開(kāi)發(fā)效果，越早轉(zhuǎn)入周期注水，效果越好。最正確時(shí)機(jī)是含水率為30%～50%的時(shí)候。高含水期也可進(jìn)行周期注水周期注水也可用于嚴(yán)重出水的油藏，甚至在連續(xù)注水條件下油井已到達(dá)經(jīng)濟(jì)極限之后也可應(yīng)用。在實(shí)踐中，我國(guó)勝利、扶余、新疆以及喇薩杏油田杏六區(qū)的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情況下開(kāi)始的，也都取得了比較好的效果。勝利油區(qū)勝坨油田坨21沙二1-2單元，含油面積3.3km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量522×104t，單元內(nèi)含兩個(gè)砂層組8個(gè)小層。1995年7月進(jìn)行周期注水，取得了較好的效果。單元見(jiàn)效頂峰期日增油38t/d，綜合含水率由95.5%降至93.9%，至1997年底，單元日產(chǎn)油130t/d，綜合含水率95.1%，累積增油2.04×104t，少產(chǎn)水45.3×104t，少注水51.7×104t，可采儲(chǔ)量由294×104t增至306×104t，提高采收率2.3%。(5)周期注水合理周期確實(shí)定周期注水的周期：取決于井底壓力波動(dòng)大小及其在儲(chǔ)層中的分布完成時(shí)間。半周期經(jīng)驗(yàn)公式：導(dǎo)壓系數(shù)公式：綜合壓縮系數(shù)公式：地層的彈性越差，周期越短；油層滲透率越高，周期也越短。合理的注水周期是實(shí)施周期注水的重要參數(shù)。停注時(shí)間過(guò)短，油水來(lái)不及充分置換；但如果過(guò)長(zhǎng)，地層壓力下降太多，產(chǎn)液量也隨之大幅度下降；并且，當(dāng)含水率的下降不能補(bǔ)償產(chǎn)液量下降所造成的產(chǎn)量損失時(shí)，油井產(chǎn)量將會(huì)下降。油井井底壓力也不宜過(guò)多的降至飽和壓力以下，以免井底嚴(yán)重脫氣，造成產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)下降，并降低泵效。注水壓力的升高也有一定的限度，地層壓力一般不宜超過(guò)原始地層壓力，注水井井底壓力也不宜超過(guò)巖石破裂壓力。因此注水周期的長(zhǎng)短應(yīng)根據(jù)油藏的含水和壓力的上下等因素通過(guò)數(shù)值模擬和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際經(jīng)驗(yàn)來(lái)確定。周期注水合理周期無(wú)論在多油層油藏還是在裂縫性油藏進(jìn)行周期注水，使用變化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成壓力波動(dòng)，可使注入水涉及范圍增大，從而驅(qū)出更多的原油。隨著周期注水輪次的增加，其效果一般將越來(lái)越差，甚至完全失效。在這種情況下可以適當(dāng)延長(zhǎng)注水周期的時(shí)間，甚至改用另一種更為強(qiáng)化的周期注水方式。周期注水周期的變化(6)周期注水合理注水量確實(shí)定在實(shí)施周期注水時(shí)，原那么上仍應(yīng)根據(jù)注采平衡的原那么來(lái)確定注水量，但是考慮到進(jìn)行周期注水以后，含水率和產(chǎn)液量將會(huì)下降，涉及體積和注水效率都會(huì)有所增加，因此實(shí)際的注水量將低于連續(xù)注水時(shí)的注水量。根據(jù)國(guó)內(nèi)外的經(jīng)驗(yàn)，周期注水時(shí)的水量大體上為連續(xù)注水時(shí)的70%～80%左右，但即使是這樣，由于周期注水有相當(dāng)長(zhǎng)的停注時(shí)間，因此實(shí)際注水強(qiáng)度將大大高于連續(xù)注水時(shí)的強(qiáng)度。(7)周期注水的缺乏周期注水幾乎對(duì)所有注水油田使用都有或大或小的效果。但這種方法也有一個(gè)明顯的缺點(diǎn)，即延長(zhǎng)了油田的開(kāi)采時(shí)間。周期注水的效果有一局部是以延長(zhǎng)油田的開(kāi)采期為代價(jià)的，而延長(zhǎng)開(kāi)采時(shí)間將增加油田的費(fèi)用。為了防止這個(gè)缺點(diǎn)，需要提高周期注水每個(gè)注水周期的注水量。這要求對(duì)油田設(shè)備進(jìn)行改造，如增加大排量高壓泵，更換注水管線(xiàn)為厚壁管等，這樣就需要油田的附加投資。在這種情況下，必須進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，綜合考慮周期注水改善開(kāi)發(fā)效果提高采收率與增加附加投資在經(jīng)濟(jì)上的合理性。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例前蘇聯(lián)周期注水實(shí)驗(yàn)效果前蘇聯(lián)在實(shí)施周期注水的同時(shí)，適當(dāng)?shù)刈⒁饬藢?duì)其實(shí)施過(guò)程的監(jiān)測(cè)，以評(píng)價(jià)其效果。從資料比較完備的21個(gè)油田33個(gè)試驗(yàn)區(qū)周期注水試驗(yàn)工作的實(shí)際數(shù)據(jù)。實(shí)施周期注水油田各開(kāi)發(fā)層系具有不同的儲(chǔ)集特征，平均滲透率變化范圍為〔20～1080〕×10-3μm2，平均孔隙度為6%～27%，地層原油粘度為0.4～。雖然在實(shí)施周期注水的方案和實(shí)際工藝之間存在很大差異，只要周期注水時(shí)的注入量不低于常規(guī)注水時(shí)注入量的70%，都獲得了明顯的效果。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例前蘇聯(lián)周期注水實(shí)驗(yàn)效果不管是整個(gè)試驗(yàn)區(qū)還是每口井，其周期注水的效果隨其常規(guī)注水開(kāi)采時(shí)間的增加而降低。在統(tǒng)計(jì)的33個(gè)試驗(yàn)區(qū)中，周期注水未見(jiàn)效的只占13%，周期注水累積增產(chǎn)油小于1%〔占常規(guī)注水預(yù)計(jì)累積產(chǎn)量的百分比〕的試驗(yàn)區(qū)占25%，高于5%的試驗(yàn)區(qū)占32%。周期注水與常規(guī)注水量之比的平均值為76%，在周期注水見(jiàn)效的試驗(yàn)區(qū)中，注水量比接近平均水平的試驗(yàn)區(qū)年增產(chǎn)油量平均為1%～2%，注水量比接近100%的試驗(yàn)區(qū)，平均年增產(chǎn)油量大于4%。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例前蘇聯(lián)周期注水實(shí)驗(yàn)效果在所統(tǒng)計(jì)的試驗(yàn)區(qū)中周期注水沒(méi)有見(jiàn)到效果的原因有以下幾方面：周期注水的平均注水量低于常規(guī)注水的50%。設(shè)計(jì)的注水、停注周期與實(shí)際的差異太大，在地層中造成的壓力波動(dòng)幅度不大。整個(gè)周期延續(xù)時(shí)間很長(zhǎng)，但在周期中有一個(gè)階段延續(xù)時(shí)間很短〔3～5d〕，結(jié)果使周期注水與實(shí)際注水差異很小。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例大慶油區(qū)周期注水實(shí)施情況及效果長(zhǎng)垣南部油田周期注水已有十年的開(kāi)發(fā)實(shí)踐，大大改善了油田注水的開(kāi)發(fā)效果。葡北油田1979年底全面投入注水開(kāi)發(fā)，從1979年到1985年，采用反九點(diǎn)法注水6年，采出程度12.53%，綜合含水到達(dá)51.0%。從1986年下半年開(kāi)始周期注水試驗(yàn)，到1991年底，采出程度到達(dá)19.29%，而綜合含水下降到38.97%。如果繼續(xù)常規(guī)注水，在采出程度到達(dá)19.29%的情況下，預(yù)計(jì)綜合含水將到達(dá)67%。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例大慶油區(qū)周期注水實(shí)施情況及效果1981年太南油田投入開(kāi)發(fā)，注水井配注量低，在高寒地區(qū)，注水井日注低于30m3，冬季管理非常困難。1982年初全面進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)就采用周期注水方式，日注水量低于25m3的水井冬停夏注，其他配注量高的井冬注夏停。到1991年，周期注水開(kāi)發(fā)整十年，油田采出程度12.76%，綜合含水41.84%。與其同屬一個(gè)構(gòu)造的太北油田，地質(zhì)特征、流體性質(zhì)、井網(wǎng)布置、開(kāi)采方式上與太南根本相同，但采取常規(guī)注水方式，到1990年注水開(kāi)發(fā)10年，油田采出程度12.25%，綜合含水73.64%。(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例(8)周期注水應(yīng)用實(shí)例低滲透油藏1994年，勝利油區(qū)渤南油田，滲透率54.2×10-3μm2

1998年，大港南部舍女寺油田，滲透率5.89×10-3μm2

2004年，吐哈鄯善油田溫西六塊，滲透率3.5×10-3μm2

高含水油藏1996年，大慶喇嘛甸油田是，綜合含水高達(dá)91.30%2002年，中原濮城油田西區(qū)沙二下油藏2006年，大慶油田薩北開(kāi)發(fā)區(qū)北三東塊，綜合含水95.41%(9)應(yīng)用周期注水油田分類(lèi)裂縫性砂巖油藏

扶余油田從1988年大面積實(shí)施周期注水，共在21個(gè)區(qū)塊實(shí)施周期注水，應(yīng)用水驅(qū)特征曲線(xiàn)進(jìn)行計(jì)算,可提高采收率3.0%左右。普通稠油油藏

華北油田采油三廠高30斷塊，屬普通稠油油藏，油層平均有效滲透率41×10-3μm2，油藏綜合含水70%，1998年下半年實(shí)施周期注水。(9)應(yīng)用周期注水油田分類(lèi)內(nèi)容提綱油田注水開(kāi)發(fā)理論注水井生產(chǎn)分析注水管網(wǎng)生產(chǎn)分析水井油井注水工藝

采出液油水分離油水水質(zhì)凈化除油、除懸浮物水質(zhì)穩(wěn)定防腐、防垢、殺菌注水站外排環(huán)境進(jìn)一步處理主要參考書(shū)目2.1水質(zhì)及注水系統(tǒng)1.粘土膨脹2.機(jī)械雜質(zhì)3.微粒運(yùn)移4.細(xì)菌堵塞5.反響沉淀物6.原油1.溶解氧2.CO23.H2S4.細(xì)菌1.無(wú)機(jī)垢2.有機(jī)垢2.1.1水質(zhì)要求注水引起的油層損害主要類(lèi)型：堵塞、腐蝕、結(jié)垢。水質(zhì)要求主要根據(jù)油藏孔隙結(jié)構(gòu)和滲透性分級(jí)、流體物理化學(xué)性質(zhì)以及水源水型有關(guān)。SY/T5329-94碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法起草單位：勝利石油管理局地質(zhì)科學(xué)研究院被代替標(biāo)準(zhǔn)：SY5329-88發(fā)布日期：1995-1-18實(shí)施日期：1995-7-1注入層平均空氣滲透率，×10-3μm2＜100100～600＞600標(biāo)準(zhǔn)分級(jí)A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標(biāo)懸浮固體含量，mg/l<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0<5.0<7.0<10.0懸浮物顆粒直徑中值，μm<1.0<1.5<2.0<2.0<2.5<3.0<3.0<3.5<4.0含油量，mg/l<5.0<6.0<8.0<8.0<10.0<15.0<15.0<20<30平均腐蝕率，mm/a<0.076點(diǎn)腐蝕A1、B1、C1級(jí)：試片各面都無(wú)點(diǎn)腐蝕A2、B2、C2級(jí)：試片有輕微點(diǎn)腐蝕A3、B3、C3級(jí)：試片有明顯點(diǎn)腐蝕SRB菌，個(gè)/ml0<10<250<10<250<10<25鐵細(xì)菌，個(gè)/ml<103<104<105腐生菌，個(gè)/ml<103<104<105推薦水質(zhì)主要指標(biāo)低滲透油田開(kāi)發(fā)狀況低滲透儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)最主要的特點(diǎn)就是孔隙小、喉道細(xì)：主流喉道半徑中高滲透層為11.7μm，超低滲透層只有0.11μm，僅為中高滲透層的百分之一。據(jù)長(zhǎng)慶油出壓汞資料整職統(tǒng)計(jì)，半徑小于1μm的小孔隙體積，在滲透率大于100×10－3μm2的中高滲透層中僅占20%～30%，而在小于50×10－3μm2的低滲透層中，小孔隙體積比例高達(dá)35%～90%。注入水懸浮物含量確實(shí)定固相物注入地層通常會(huì)降低儲(chǔ)集巖的有效孔隙直徑，實(shí)質(zhì)是導(dǎo)致流動(dòng)不暢或受阻。注入注水井的固相顆粒能在井底地層面形成濾餅，或進(jìn)入巖石孔隙使之堵塞。無(wú)論哪種情況結(jié)果都一樣：注入層的有效滲透率降低，表現(xiàn)為注入壓力增加。一般用現(xiàn)場(chǎng)巖心驅(qū)替試驗(yàn)來(lái)確定注入水中固相顆粒造成的注入傷害，這是最常用的一種方法。但是，如果沒(méi)有適宜的巖心，那么可利用相應(yīng)尺寸的懸浮物水堵地層的經(jīng)驗(yàn)法，即1/3～1/7法那么。1/3～1/7法那么〔1〕粒徑中值至少為孔喉直徑三分之一的顆粒，不會(huì)侵入地層但橋接形成外部濾餅?！?〕粒徑中值介于孔喉直徑三分之一和七分之一之間的顆?？汕秩氲貙有纬蓛?nèi)部濾餅，導(dǎo)致堵塞和滲透率下降?！?〕粒徑中值小于孔喉直徑七分之一的顆?？梢酝ㄟ^(guò)孔隙介質(zhì)。2.1.2注水系統(tǒng)注水系統(tǒng)是指從水源至注水井的全套設(shè)備和流程，包括水源泵站、水處理站、注水站、配水間、注水井和管網(wǎng)系統(tǒng)。注水站配水間注水井管網(wǎng)系統(tǒng)注水泵機(jī)組目前主要采用兩種類(lèi)型的注水泵機(jī)組，即電動(dòng)離心泵機(jī)組，電動(dòng)柱塞泵機(jī)組。電動(dòng)離心泵機(jī)組效率較高、排量大、運(yùn)行平穩(wěn)、操作簡(jiǎn)便、維修工作量小、揚(yáng)程較高時(shí)效率較低。適合注水量大的油田注水。注水泵機(jī)組電動(dòng)柱塞泵機(jī)組效率高，排量小到中等，揚(yáng)程高，但維修工作量大。適合注水量小、注水壓力高，特別適合小斷塊油田的注水。pQ2.2注水井吸水能力分析2.2.1注水井吸水能力注水井指示曲線(xiàn)：穩(wěn)定流動(dòng)條件下，注入壓力與注水量之間的關(guān)系曲線(xiàn)。注水井指示曲線(xiàn)吸水指數(shù)：?jiǎn)挝蛔⑺畨翰钕碌娜兆⑺?m3/(d.MPa))。2.2.2影響吸水能力的因素(4項(xiàng))與注水井井下作業(yè)及注水井管理操作等有關(guān)的因素(2)與水質(zhì)有關(guān)的因素(3)組成油層的粘土礦物遇水后發(fā)生膨脹(4)注水井地層壓力上升產(chǎn)生堵塞的原因〔4項(xiàng)〕(1)鐵的沉淀氫氧化鐵

硫化亞鐵(2)碳酸鹽沉淀(3)細(xì)菌堵塞(4)粘土膨脹根據(jù)電化學(xué)腐蝕原理，鐵的二價(jià)離子Fe2＋進(jìn)入水中，生成Fe(OH)2，注入水中溶解的氧進(jìn)一步將Fe(OH)2氧化，生成Fe(OH)3。生成的氫氧化鐵，當(dāng)水的pH值在3.3～3.5時(shí)，處于膠體質(zhì)點(diǎn)狀態(tài)；當(dāng)pH值接近于6～6.5時(shí)，處于凝膠狀態(tài)；當(dāng)pH＞8.7時(shí)，呈棉絮狀的膠體物。特別當(dāng)pH＞4～4.5以后時(shí)，注入地層后氫氧化鐵將發(fā)生明顯的堵塞作用，從而降低吸水能力。鐵離子性質(zhì)鐵離子性質(zhì)PHFe2+Fe3+PHFe2+Fe3+1溶解60000ppm5溶解不溶2溶解60ppm690000ppm不溶3溶解不溶7900ppm不溶4溶解不溶8不溶不溶2.2.3改善吸水能力的措施(1)加強(qiáng)注水井日常管理及時(shí)取水樣化驗(yàn)分析，發(fā)現(xiàn)水質(zhì)不合格時(shí)，應(yīng)立即采取措施，保證不把不合格的水注入油層；按規(guī)定沖洗地面管線(xiàn)、儲(chǔ)水設(shè)備和洗井，保證地面管線(xiàn)、儲(chǔ)水設(shè)備和井內(nèi)清潔；保證平穩(wěn)注水，減少波動(dòng)，以免破壞油層結(jié)構(gòu)和防止管壁上的腐蝕物污染水質(zhì)和堵塞油層。(2)壓裂增注普通壓裂：分層壓裂：吸水指數(shù)低、注水壓力高的低滲地層和嚴(yán)重污染地層油層較厚、層內(nèi)巖性差異大或多油層層間差異大(3)酸化增注解除井底堵塞物；提高中低滲透層的絕對(duì)滲透率無(wú)機(jī)物堵塞有機(jī)堵塞物CaCO3、FeS、Fe(OH)3以及泥質(zhì)等鹽酸或土酸處理藻類(lèi)和細(xì)菌甲醛水溶液、鹽酸或土酸處理酸化解堵增注酸化解除近井地帶堵塞是注水井增注的有效措施。對(duì)油層物性好但污染嚴(yán)重注不進(jìn)水的井，進(jìn)行酸化措施，解除近井堵塞，可提高井的吸水能力。砂巖油氣層的酸處理通過(guò)酸液溶解砂粒之間的膠結(jié)物和局部砂粒，或孔隙中的泥質(zhì)堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢復(fù)、提高井底附近地層的滲透率。砂巖地層土酸處理原理影響砂巖反響的因素一是化學(xué)組成，二是外表積表7-2典型砂巖礦物的化學(xué)組成氫氟酸與硅酸鹽類(lèi)以及碳酸鹽類(lèi)反響時(shí)，其生成物中有氣態(tài)物質(zhì)和可溶性物質(zhì)，也會(huì)生成不溶于殘酸液的沉淀。2HF+CaCO3=CaF2↓+CO2↑+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O酸液濃度高，CaF2處于溶解狀態(tài)；酸液濃度低，產(chǎn)生沉淀。氫氟酸與石英的反響6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O氟硅酸(H2SiF6)在水中可解離為H+和SiF62+；后者與Ca2+、Na+、K+、NH4+等離子相結(jié)合，生成的CaSiF6、(NH4)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均為不溶物質(zhì)，會(huì)堵塞地層。砂巖地層土酸處理原理氫氟酸與砂巖中各種成分的反響速度各不相同。氫氟酸與碳酸鹽的反響速度最快，其次是硅酸鹽(粘土)，最慢是石英。鹽酸和碳酸鹽的反響速度比氫氟酸還要快，因此土酸中的鹽酸成分可先把碳酸鹽類(lèi)溶解掉，從而能充分發(fā)揮氫氟酸溶蝕粘土和石英成分的作用。依靠土酸液中的鹽酸成分溶蝕碳酸鹽類(lèi)物質(zhì)，并維持酸液較低的pH值，依靠氫氟酸成分溶蝕泥質(zhì)成分和局部石英顆粒，從而到達(dá)去除井壁的泥餅及地層中的粘土堵塞，恢復(fù)和增加近井地帶的滲透率的目的。砂巖地層土酸處理原理土酸與砂巖反響過(guò)程CaCO3+2HF→CaF2↓+CO2+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O反響快，要求保持酸性環(huán)境。6HF+SiO2(二氧化硅)→H2SiF6(溶解)+2H2OH2SiF6+2K+→K2SiF6↓+2H+H2SiF6+粘土→Al(不溶)+Si(OH)4↓(反響慢)隔離地層水，控制施工時(shí)間。土酸酸化解堵過(guò)程中滲透率的變化土酸酸化設(shè)計(jì)步驟確信處理井是由于油氣層損害造成的低產(chǎn)或低注入量選擇適宜的處理液配方確定注入壓力或注入排量，以便在低于破裂壓力下施工確定處理液量前置液(預(yù)沖洗液〕酸化液替置液(后沖洗液)防止地層水與HF接觸，防止HF與碳酸鹽反響生成沉淀，以提高HF的酸化效果。根據(jù)損害半徑來(lái)確定。用經(jīng)驗(yàn)方法確定將正規(guī)處理酸液驅(qū)離井筒半徑12～15倍以外。根據(jù)公式計(jì)算。

提高土酸處理效果的方法影響土酸處理效果的因素：在高溫油氣層內(nèi)由于HF的急劇消耗，導(dǎo)致處理的范圍很少；土酸的高溶解能力可能局部破壞巖石的結(jié)構(gòu)造成出砂；反響后脫落下來(lái)的石英和粘土等顆粒隨液流運(yùn)移，堵塞地層。提高酸處理效果的方法(4)粘土防膨無(wú)機(jī)鹽類(lèi)KCl、NH4Cl有效期短無(wú)機(jī)陽(yáng)離子聚合物羧基鐵施工條件要求嚴(yán)，本錢(qián)高，有效期短離子型外表活性劑有效期長(zhǎng)，本錢(qián)較低，施工容易無(wú)機(jī)鹽和有機(jī)物混合的處理劑注水工藝按注入通道可分為：油管注水(正注)、油套環(huán)空注水(反注)油套管同時(shí)注水(合注)；按是否分層又可分為：籠統(tǒng)注水分層注水：分層注水是在進(jìn)行非均質(zhì)多油層開(kāi)采中，為加強(qiáng)中、低滲透層并控制高滲透層注水，按配注要求，在注水井中實(shí)現(xiàn)分層控制注入的注水方式。2.3.1分層注水管柱為了解決層間矛盾，調(diào)整油層平面上注入水分布不均勻的狀況，以控制油井含水上升和油田綜合含水率的上升速度，提高油田的開(kāi)采效果，需進(jìn)行分層注水。油、套管分層注水、單管分層配水、多管分層注水單管配水器多層段配水方式井中只下一根管柱，利用封隔器將整個(gè)注水井段封隔成幾個(gè)互不相通的層段，每個(gè)層段都裝有配水器。注入水從油管入井，由每個(gè)層段配水器上的水嘴控制水量，注入到各層段的地層中。(1)封隔器封隔器的分類(lèi)及型號(hào)編制目前各油田所使用的封隔器型式很多，按其工作原理不同，可分為支撐式、卡瓦式、皮碗式、水力擴(kuò)張式、水力自封式、水力密閉式、水力壓縮式和水力機(jī)械式八種類(lèi)型；按其封隔件〔密封膠筒〕的工作原理不同，又可分為自封式、壓縮式、楔入式、擴(kuò)張式和組合式五種類(lèi)型。封隔器型號(hào)編制的根本方法是按封隔器分類(lèi)代號(hào)、支撐方式代號(hào)、坐封方式代號(hào)、解封方式代號(hào)及封隔器鋼體最大外徑、工作溫度、工作壓差等參數(shù)依次排列，進(jìn)行型號(hào)編制。封隔器分類(lèi)代號(hào)分類(lèi)名稱(chēng)自封式壓縮式楔入式擴(kuò)張式組合式用各式的分類(lèi)代號(hào)組合表示分類(lèi)代號(hào)ZYXK支撐方式名稱(chēng)尾管支撐單向卡瓦懸掛雙向卡瓦錨瓦支撐方式代號(hào)12345封隔器支撐方式代號(hào)封隔器坐(解)封方式代號(hào)坐封方式名稱(chēng)提放管柱轉(zhuǎn)動(dòng)管柱自封液壓下工具熱力坐封方式代號(hào)123456解封方式名稱(chēng)提放管柱轉(zhuǎn)動(dòng)管柱鉆銑液壓下工具熱力解封方式代號(hào)123456Y341型，K344型水井用封隔器按封隔器封隔件工作原理，可分為自封式〔靠封隔件外徑與套管內(nèi)徑的過(guò)盈和壓差實(shí)現(xiàn)密封〕、壓縮式〔靠軸向力壓縮封隔件使其直徑變大〕、楔入式〔靠楔入件楔入密封件，使封隔件直徑變大〕和擴(kuò)張式〔在一定液體壓力作用于封隔件內(nèi)腔使封隔件直徑變大〕四大類(lèi)。常規(guī)注水井，封隔器直接隨注水管柱下入井筒，其封隔器類(lèi)型主要有水力擴(kuò)張式封隔器和水力壓縮封隔器。水力擴(kuò)張式封隔器分層注水常用的擴(kuò)張式封隔器K344從油管內(nèi)加液壓，當(dāng)油管內(nèi)外壓差達(dá)，液壓經(jīng)濾網(wǎng)罩7，下接頭8的孔眼和中心管6的水槽，作用于膠筒的內(nèi)腔，使膠筒脹大，密封油套管環(huán)形空間。放掉油管內(nèi)的壓力，使其油管內(nèi)外壓差低于時(shí)，膠筒即收回解封。使用條件及特點(diǎn)：擴(kuò)張式封隔器必須與節(jié)流器配套使用。其優(yōu)點(diǎn)是結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，不能單獨(dú)坐封封隔器；缺點(diǎn)是必須在油管內(nèi)外造成一定的壓差方能正常工作。水力壓縮式封隔器分層注水常用的壓縮式封隔器Y141-114和DQY134-114結(jié)構(gòu)原理：油管憋壓后，膠簡(jiǎn)即在錐體a和活塞b之間壓縮，內(nèi)腔d中的作用壓力下推活塞b，從而使卡瓦張開(kāi)，并使水力卡瓦6固定住中心管，內(nèi)鎖緊卡瓦f使封隔器保持坐封狀態(tài)。坐封方式：油管憋壓。解封方式：上提或轉(zhuǎn)動(dòng)。單管分層注水管柱結(jié)構(gòu)按配水器結(jié)構(gòu)分類(lèi)：固定配水管柱空心配水管柱偏心配水管柱(2)單管分層注水管柱固定配水管柱固定配水管柱：水嘴固定在配水器上；固定配水管柱不便于調(diào)配水量已不再使用?？招呐渌苤顒?dòng)配水管柱圖偏心配水管柱偏心配水管柱是目前國(guó)內(nèi)外用得最多的分層注水管柱，管柱組合主要包括：油管、偏心配水器、注水封隔器。偏心配水管柱的最大優(yōu)點(diǎn)，是在注水管柱上根據(jù)需要安裝多個(gè)偏心配水器，在不動(dòng)管柱的情況下可以采用鋼絲投撈更換任一級(jí)水嘴。但受投勞工藝的限制，配水器間距必須保持在6～8m以上。其缺點(diǎn)是投勞成功率低(50%～70%)，鋼絲作業(yè)的工作量大。偏心配水管柱圖(Ⅰ)偏心配水管柱圖(Ⅱ)總注水井?dāng)?shù)6697口，分注井2338口，分注井主要以2層、3層為主，約占總分注水井?dāng)?shù)的91%，分注率89.2%，注水井層段合格率70.14%，分注井層段合格率64.22%。勝利油田注水井狀況(2006年底)按配水器類(lèi)型分類(lèi)按封隔器類(lèi)型分類(lèi)分層注水管柱應(yīng)用情況采用Y341型封隔器分層的井1268口，K344型封隔器分層的井1136口，其它29口。(3)分層配水管柱的設(shè)計(jì)各注水層的注水指示曲線(xiàn)，它是反映注水層吸水能力的曲線(xiàn)。配水嘴的嘴損曲線(xiàn)，它反映了水嘴尺寸、配水量和通過(guò)配水嘴時(shí)的節(jié)流損失三者之間的定量關(guān)系，不同結(jié)構(gòu)的配水器的嘴損曲線(xiàn)也不相同。設(shè)計(jì)主要依據(jù)：注水層的注水指示曲線(xiàn)以及配水嘴的嘴損曲線(xiàn)分層注水管柱存在的一個(gè)問(wèn)題

ST2-3-247井管柱尾深2189.81米，進(jìn)行實(shí)際測(cè)試驗(yàn)證：①下層注水，上層停注時(shí)管柱縮短1.1m；②上層注水，下層停注時(shí)管柱伸長(zhǎng)0.8m。水井在生產(chǎn)過(guò)程中管柱蠕動(dòng)問(wèn)題嚴(yán)重(4)注水井井下管柱力學(xué)計(jì)算模型

進(jìn)行注水井井下管柱受力分析的目的在于分析油管柱軸向位移和封隔器的受力。注水過(guò)程中，需要對(duì)注水層位上端和下端用封隔器封隔，以到達(dá)向油層注水的目的。由于井內(nèi)壓力、溫度、流量等會(huì)發(fā)生變化，同時(shí)引起封隔器受力及油管柱長(zhǎng)度發(fā)生變化，進(jìn)而影響甚至破壞封隔器的井下工作效果，尤其是在高壓及深部地層注水更是如此。為了正確確定封隔器坐封位置和計(jì)算封隔器的軸向位移補(bǔ)償量，提高注水管柱的使用壽命，需要精確計(jì)算在不同工況下注水管柱的軸向位移。注水管柱在實(shí)際生產(chǎn)中受管柱自重、油管內(nèi)外壓力和溫度沿管柱變化的影響，會(huì)產(chǎn)生以下引起管柱受力和長(zhǎng)度變化的四種根本效應(yīng)：①活塞效應(yīng)：因油管內(nèi)、外壓力作用在管柱直徑變化處和密封管的端面上引起；②螺旋彎曲效應(yīng)：因壓力作用在密封管端面和管柱內(nèi)壁面上引起；③鼓脹效應(yīng)：因壓力作用在管柱的內(nèi)、外壁面上引起；④溫度效應(yīng)：因管柱的平均溫度變化引起。上述四種根本效應(yīng)，既可以單獨(dú)地、也可以綜合地發(fā)生在一個(gè)管柱上。當(dāng)四種根本效應(yīng)同時(shí)發(fā)生時(shí)，管柱總的長(zhǎng)度變化，即為各單獨(dú)效應(yīng)所引起的長(zhǎng)度變化的總和。例如中原油田五廠胡慶油田的H12-30井，管柱下深2212m，油管壓力25MPa。經(jīng)計(jì)算，打壓座封時(shí)，油管伸長(zhǎng)0.51m；正常注水時(shí)油管縮短1.35m。無(wú)錨定管柱封隔器從座封到正常注水，上下移動(dòng)1.86m，足以使封隔器自動(dòng)解封或膠筒破裂而失效。胡慶油田回注污水溫度30℃，管柱平均深度2500m，正常注水溫度效應(yīng)使管柱伸長(zhǎng)0.90m，停注時(shí)井筒溫度恢復(fù)到靜態(tài)溫度，管柱也要恢復(fù)原狀，相對(duì)縮短，造成封隔器失效。從以上計(jì)算可看出，在正常注水和停注，或者在壓力波動(dòng)較大時(shí)，分層注水管柱上下蠕動(dòng)較大，封隔器就會(huì)失效而不密封。補(bǔ)償器水力錨水力卡瓦防蠕動(dòng)器其他防蠕開(kāi)工具通過(guò)合理錨定、有效補(bǔ)償來(lái)減輕管柱蠕動(dòng)對(duì)水井封隔器的影響。有效克服管柱蠕動(dòng)，補(bǔ)償溫度和壓力效應(yīng)下的管柱伸縮，改善管柱的受力條件，提高封隔器的密封壓力和使用壽命。注水壓差（MPa）適用井斜（°）適用井溫（℃）分注層數(shù)≤35≤45≤160≤4層補(bǔ)償器水力錨Y341封隔器水力卡瓦配水器底+篩+堵配水器注水層注水層Y341封隔器人工井底項(xiàng)目指標(biāo)適應(yīng)套管內(nèi)徑，in51/2，7工作溫度，℃≤125工作壓力，MPa30封隔器配水器封隔器

配水器底球注水層注水層人工井底防蠕動(dòng)器克服了活塞效應(yīng)產(chǎn)生的管柱蠕動(dòng)，延長(zhǎng)封隔器膠筒的壽命。2.3.2分層吸水能力及測(cè)試方法相對(duì)吸水量：在同一注入壓力下，某一層吸水量占全井吸水量的百分?jǐn)?shù)分層注水指示曲線(xiàn)：注水層段注入壓力與注入量的相關(guān)曲線(xiàn)某井分層指示曲線(xiàn)分層吸水能力測(cè)試方法：測(cè)定注水井的吸水剖面：直接進(jìn)行分層測(cè)試：用各層的相對(duì)吸水量來(lái)表示分層吸水能力的大小。用分層測(cè)試整理分層指示曲線(xiàn)，求出分層吸水指數(shù)來(lái)表示分層吸水能力的好壞。(1)放射性同位素載體法測(cè)吸水剖面吸水剖面：一定注入壓力下沿井筒各層段注入量(吸水量)的分布情況。圖5-9載體法測(cè)吸水剖面曲線(xiàn)將吸附有放射性同位素(如Zn65、Ag110等)離子的固相載體參加水中，調(diào)配成一定濃度的活化懸浮液。在正常注水條件下將懸浮液注入井內(nèi)后，利用放射性?xún)x器在井筒內(nèi)沿吸水剖面測(cè)量放射性強(qiáng)度。(2)投球法分層測(cè)試投球測(cè)試管柱示意圖投球測(cè)試法所用測(cè)試管柱包括油管、封隔器、配水器、球座、底部凡爾。測(cè)全井指示曲線(xiàn)井下各注水層段在該井下管柱條件下同時(shí)吸水時(shí)，注入壓力和全井吸水量的關(guān)系曲線(xiàn)。測(cè)試時(shí)通常測(cè)四至五個(gè)點(diǎn)，每個(gè)測(cè)點(diǎn)之間的壓力相差0.5～1.0兆帕，其中一個(gè)點(diǎn)的壓力為正常注水壓力。測(cè)各壓力點(diǎn)下的注水量必須在注水穩(wěn)定之后。測(cè)分層指示曲線(xiàn)下到上逐級(jí)投入由小直徑到大直徑的四個(gè)球，進(jìn)行測(cè)試。配水器`封隔器芯子配水器`封隔器芯子配水器`底篩堵`投球測(cè)試法特點(diǎn)：儀器維護(hù)成本低改變了注水井的工作制度，測(cè)試誤差大應(yīng)用：高溫、高壓分層注水井的測(cè)試(3)流量計(jì)法浮子式流量計(jì)是利用與被測(cè)試管柱配套的密封及定位裝置密封，并定位于被測(cè)層段的配水器上。使注入地層的全部液體流量通過(guò)儀器的錐管，沖動(dòng)錐管里的浮子。浮子產(chǎn)生位移并帶動(dòng)記錄筆，便可記錄出流量的變化。測(cè)試儀器：

外流式電磁流量計(jì)超聲波流量計(jì)〔A〕外流式電磁流量計(jì)測(cè)試

外流式電磁流量計(jì)測(cè)試，是利用電磁感應(yīng)的原理測(cè)量管道中導(dǎo)電液體流量的儀器，測(cè)試方法是不需聚流，只需檢測(cè)流過(guò)儀器時(shí)的液體流速，通過(guò)轉(zhuǎn)換計(jì)算出液體流量。外流〔中心流速〕式流量計(jì)測(cè)試原理圖油管流量計(jì)注入流體下扶正上扶正〔B〕超聲波流量計(jì)測(cè)試超聲波流量計(jì)測(cè)試，采用超聲波來(lái)測(cè)量流體流速，它通過(guò)測(cè)量高頻超聲波束的傳播時(shí)間差來(lái)推算流體流量。測(cè)試方法是從下到上，不需聚流，一次下井可測(cè)多層。超聲波流量計(jì)組件圖

402配水器403配水器404配水器測(cè)分層流量下層流量中、下層流量全井流量〔C〕定點(diǎn)調(diào)壓測(cè)試方法：儀器下到設(shè)計(jì)位置后，固定不動(dòng)，調(diào)節(jié)注水壓力，調(diào)節(jié)4~5個(gè)壓力點(diǎn)，測(cè)試完成后，上提或下放在測(cè)試另一層流量。402配水器403配水器404配水器測(cè)分層流量下層流量中、下層流量全井流量〔D〕定壓調(diào)點(diǎn)測(cè)試方法：

儀器下到設(shè)計(jì)位置后，不調(diào)節(jié)注水壓力，測(cè)試完成一個(gè)壓力下流量后，上提或下放在測(cè)試另一層流量。全部測(cè)試完成后，再調(diào)整壓力，繼續(xù)把儀器下到對(duì)應(yīng)位置測(cè)試，直至完成4～5個(gè)壓力點(diǎn)測(cè)試。2.4注水指示曲線(xiàn)的分析和應(yīng)用2.4.1指示曲線(xiàn)的幾種形狀幾種指示曲線(xiàn)的形狀(1)直線(xiàn)型指示曲線(xiàn)由指示曲線(xiàn)求吸水指數(shù)遞增式垂直式①油層性質(zhì)很差，雖然泵壓增加了，但注水量沒(méi)有增加；②儀表不靈或測(cè)試有誤差；③井下管柱有問(wèn)題，如水嘴堵死等。遞減式不正常的曲線(xiàn)儀表、設(shè)備等有問(wèn)題(2)折線(xiàn)型指示曲線(xiàn)曲拐式儀器設(shè)備有問(wèn)題，不能應(yīng)用上翹式圖5-16幾種指示曲線(xiàn)的形狀儀表、操作、設(shè)備、油層性質(zhì)有關(guān)油層條件差、連通性不好或不連通油層折線(xiàn)式新油層開(kāi)始吸水或油層產(chǎn)生微小裂縫圖5-21曲線(xiàn)平行上移、吸水能力不變圖5-20曲線(xiàn)左移、斜率變大，吸水能力下降圖5-19曲線(xiàn)右移、斜率變小，吸水能力增強(qiáng)2.4.2用指示曲線(xiàn)分析油層吸水能力的變化(1)幾種典型曲線(xiàn)變化圖5-22曲線(xiàn)平行下移、吸水能力不變(2)本卷須知分析油層吸水能力的變化必須用有效壓力來(lái)繪制油層真實(shí)指示曲線(xiàn)；用指示曲線(xiàn)比照來(lái)分析油層吸水能力時(shí)，應(yīng)考慮井下工具工作狀況的改變對(duì)指示曲線(xiàn)的影響。2.4.3井下配水工具工作狀況的判斷(1)封隔器失效封隔器失效原因封隔器膠皮筒變形或破裂，使膠皮筒無(wú)法密封；配水器彈簧失靈及管柱底部閥不嚴(yán)，使油管內(nèi)外壓差達(dá)不到封隔器膠皮筒脹開(kāi)所需要的壓力差。主要表現(xiàn)油套壓平衡注水壓力不變〔或下降〕而注入量上升第一級(jí)封隔器失效的判斷油、套壓及注水量變化正注井：油、套壓平衡；注水量突然增加，油壓相應(yīng)下降，套壓上升合注井：油、套壓平衡；改正注后，套壓隨油壓變化而變化第一級(jí)以下各級(jí)封隔器密封性的判斷油壓下降〔或穩(wěn)定〕，套壓不變，注水量上升(2)配水嘴故障水嘴堵塞水嘴孔眼刺大掉水嘴前后指示曲線(xiàn)底部閥不密封2.4.4配注準(zhǔn)確程度和分配層段注水量檢查(1)檢查配注準(zhǔn)確程度的方法配注誤差為“正〞說(shuō)明未到達(dá)注入量，稱(chēng)欠注配注誤差為“負(fù)〞那么說(shuō)明注入量超過(guò)配注量，稱(chēng)超注(2)分配層段注水量正常注水時(shí)一般只測(cè)得全井注水量，為了獲得每個(gè)層段的注水量要將全井注入量按下述方法分配給各個(gè)層段。

用分層測(cè)試資料整理成層段指示曲線(xiàn)在曲線(xiàn)上求出目前正常注水壓力下各層注水量及全井注水量某注水井分三個(gè)層段注水，已測(cè)得層段指示曲線(xiàn)。正常注水井口壓力為8.5MPa，目前全井注水量為230m3/d。計(jì)算相應(yīng)注入壓力下各層段的相對(duì)注水量把目前實(shí)測(cè)全井注水量按上式計(jì)算的比例分配給各層段目前某層段注水量=[某層段相對(duì)注水量]×[全井實(shí)測(cè)注水量]圖5-27某井實(shí)測(cè)層段指示曲線(xiàn)表5-4各層段相對(duì)注水量第Ⅰ層段日注水量=230×39.9=91.7m3/d第Ⅱ?qū)佣稳兆⑺?230×23.1=53.2m3/d第Ⅲ層段日注水量=230×37.0=85.1m3/d2.4.5嘴損曲線(xiàn)與配水嘴的選擇配水嘴尺寸、配水量和通過(guò)配水嘴的節(jié)流損失三者之間的定量關(guān)系曲線(xiàn)嘴損曲線(xiàn)：圖5-28KGD-110配水器嘴損曲線(xiàn)節(jié)流(差壓)式流量計(jì)工作原理：在管道中設(shè)置節(jié)流元件，使流體在流過(guò)節(jié)流件時(shí)產(chǎn)生節(jié)流理象。在節(jié)流件兩側(cè)形成壓力差，通過(guò)測(cè)此差壓信號(hào)來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)流量的測(cè)量。油層無(wú)控制〔不裝水嘴〕注水Q=K·ΔPΔP=Pt＋PH－Pfr－PeP=Pt＋PH－Pfr油層控制〔裝上水嘴〕注水Qd=K·ΔPdΔPd=Pt＋PH－Pfr－Pcf－PePd=Pt＋PH－Pfr(1)新投注井水嘴選擇方法對(duì)注水井采用適合的管柱進(jìn)行投球測(cè)試整理出分層及全井指示曲線(xiàn)(按實(shí)測(cè)井口注入壓力繪制)用各層段配注量Qd在分層指示曲線(xiàn)上查得各層的配注壓力Pd用已確定的井口壓力減分層配水壓力求各層的井口嘴損根據(jù)各層需要的嘴損和配注量，在相應(yīng)的觜損曲線(xiàn)上查得應(yīng)選用的水嘴大小和個(gè)數(shù)(2)帶有水嘴井的水嘴調(diào)配根據(jù)下入管柱投球測(cè)試資料整理出各層段的指示曲線(xiàn)根據(jù)分層配注量要求Qd

，在層段指示曲線(xiàn)上求出相應(yīng)的井口分層配注壓力在已下配水管柱的井，經(jīng)過(guò)測(cè)試，水量達(dá)不到配注方案要求時(shí)，需立即進(jìn)行調(diào)整。求出水嘴損失由嘴損曲線(xiàn)求出水嘴直徑根據(jù)實(shí)際情況確定井口注入壓力本卷須知測(cè)試資料準(zhǔn)確程度要求高，一般要求連續(xù)兩次以上的測(cè)試資料根本相同，調(diào)整水嘴才能準(zhǔn)確；要對(duì)水井的資料和動(dòng)態(tài)等作經(jīng)常分析，及時(shí)掌握油層變化情況，找出變化原因；每次調(diào)整配水嘴必須檢查原水嘴與配水管柱，修正實(shí)測(cè)資料的準(zhǔn)確程度。2.5.1注水系統(tǒng)效率概念機(jī)采系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)、注水系統(tǒng)、加熱系統(tǒng)和供配電系統(tǒng)是油田能耗的絕對(duì)大戶(hù)，直接關(guān)系到油田的生產(chǎn)本錢(qián)和經(jīng)濟(jì)效益。全國(guó)各油田綜合統(tǒng)計(jì)結(jié)果說(shuō)明,油田注水耗電占油田總用電量的33%~56%。注水泵站、注水管網(wǎng)及注水井口組成的系統(tǒng)。根據(jù)能量守恒原理式中：E電機(jī)為電機(jī)輸入功率；ΔE泵為泵機(jī)組損失能量；ΔE站內(nèi)為注水站內(nèi)閥節(jié)流損失能量；ΔE網(wǎng)為注水管網(wǎng)損失能量；ΔE間為配水間節(jié)流損失能量；E井為系統(tǒng)有效能量,即注入注水井的能量。標(biāo)準(zhǔn)名稱(chēng)：油田注水地面系統(tǒng)效率測(cè)試和單耗計(jì)算方法標(biāo)準(zhǔn)號(hào)：SY/T5265-1996負(fù)責(zé)起草單位：大慶石油管理局油田建設(shè)設(shè)計(jì)研究院、總公司油田節(jié)能監(jiān)測(cè)中心被代替標(biāo)準(zhǔn)：SY5265-91發(fā)布日期：1996-12-31實(shí)施日期：1997-9-1油田(區(qū)塊)注水系統(tǒng)平均效率：一個(gè)油田(區(qū)塊)范圍內(nèi)注水系統(tǒng)有效功率與輸入功率之比。注水系統(tǒng)效率：注水系統(tǒng)范圍內(nèi)有效功率與輸入功率之比值。η注——注水系統(tǒng)平均效率；η電機(jī)——電機(jī)平均效率；Η泵——注水泵平均效率；η管網(wǎng)——注水管網(wǎng)平均效率。注水泵電機(jī)效率注水泵電動(dòng)機(jī)輸出功率與輸入功率之比值。注水泵效率注水泵外輸水的功率與軸功率之比值。注水管網(wǎng)效率注水管網(wǎng)內(nèi)有效輸出功率與輸入功率之比值。注水系統(tǒng)單耗注水系統(tǒng)每注入1m3水的耗電量。2.5.2注水系統(tǒng)效率的測(cè)量(1)電機(jī)的運(yùn)行效率電動(dòng)機(jī)運(yùn)行效率，按GB/T12497和GB/T8916計(jì)算。ηe——電動(dòng)機(jī)效率；Pe——電動(dòng)機(jī)輸入功率；P0——電動(dòng)機(jī)空載功率；K——損耗系數(shù)。I

——電動(dòng)機(jī)電流；U——電動(dòng)機(jī)電壓；cosφ——功率因數(shù)K——損耗系數(shù)，隨電動(dòng)機(jī)雜散耗、轉(zhuǎn)子銅耗功率的增大而增加；常用的2極1000kW～2500kW電動(dòng)機(jī)的K值為0.0090～0.011，一般可取0.01。(2)注水泵泵效注水系統(tǒng)的測(cè)試關(guān)鍵是注水泵效測(cè)試，測(cè)試方法分流量法與溫差法2種。流量法是采用測(cè)量注水泵流量、壓力及泵軸功率等參量來(lái)計(jì)算泵效的方法。需單泵流量計(jì)、壓力表、電表等儀器。ηp——注水泵效率；qvp

——注水泵流量，m3/h；Pp——注水泵軸功率。熱力學(xué)法是采用測(cè)量注水泵進(jìn)出水溫度、壓力等參量來(lái)計(jì)算泵效的方法?！策m用于揚(yáng)程高于1000m的離心式水泵〕Δts為等嫡溫升值，℃；與溫度t1和壓力P2有關(guān)，可查表獲得。(3)管網(wǎng)泵效ηn——注水泵效率；p4i——第i口注水井井口壓力；qvji

——第i口往水井注水量；p2i——第i臺(tái)注水泵出口壓力；qvpi

——第i臺(tái)注水泵流量。包含注水站和配水間的截流損失和管網(wǎng)摩擦損失。2.5.3注水系統(tǒng)效率的分解注水系統(tǒng)可分為站內(nèi)和站外兩局部，一般由電動(dòng)機(jī)、注水泵、節(jié)流閥(泵站控制及配水間控制)、管網(wǎng)及注水井口等5個(gè)單元構(gòu)成。注水系統(tǒng)的能耗包括電機(jī)損失Ｄ1;水泵損失Ｄ2;節(jié)流損失Ｄ3;管網(wǎng)磨損Ｄ4。2.5.3注水系統(tǒng)效率的分解(1)電機(jī)損失Ｄ1：在整個(gè)損失中一般占5%～10%，其大小主要取決于電機(jī)自身的無(wú)功能耗多少，受設(shè)備機(jī)型和質(zhì)量?jī)?yōu)劣影響較大。(2)水泵損失Ｄ2：在整個(gè)能量損失中大約占60%～70%，所占比例最大，其損失量主要由機(jī)械磨損、容積漏損和水力能量變換損失構(gòu)成。(3)節(jié)流損失Ｄ3：一般占整個(gè)損失15～20%，主要由兩局部組成，即泵出口閥的節(jié)流損失和配水間的節(jié)流損失。其大小與節(jié)流閥的位置無(wú)關(guān)，主要因泵的排量和泵壓與實(shí)際所需不匹配造成。(4)管網(wǎng)磨損Ｄ4：占整個(gè)能量損失5%～10%，其值與配注管線(xiàn)的大小、長(zhǎng)短、內(nèi)壁粗糙度等直接相關(guān)。2004年，對(duì)喇嘛甸油田高壓注水系統(tǒng)的13座注水站，36臺(tái)高壓注水泵，70個(gè)配水間和516口注水井進(jìn)行測(cè)試和計(jì)算。注水泵機(jī)組損失能量占總損失能量的48%，是損耗能量最多的一項(xiàng)；注水站節(jié)流損失占總損失能量的10%，管網(wǎng)損失能量占總損失能量的4%，配水間節(jié)流損失占總損失能量的38%。2.5.4注水系統(tǒng)效率現(xiàn)狀(2)柱塞泵運(yùn)行現(xiàn)狀國(guó)內(nèi)油田對(duì)于注水排量小于50m3/h的注水泵，大都選用柱塞泵。柱塞泵運(yùn)行效率高，一般在80%～82%左右。由于它具有排量小，匹配組合靈活的優(yōu)點(diǎn)，多用于注水量小的外圍油田和產(chǎn)量低的斷塊油田及高壓注水油田。中原油田在文東油田、濮城(沙三段)油田、橋口油田采用柱塞泵注水，目前注水效率較高。柱塞泵最大的缺點(diǎn)是運(yùn)行噪音大，易損件多，維修周期短。(3)注水用電單耗現(xiàn)狀注水用電單耗主要由注水泵運(yùn)行效率、電機(jī)運(yùn)行效率、管網(wǎng)平均運(yùn)行效率和注水壓力決定。我國(guó)油田注水壓力一般在12～16ＭPa，平均注水泵效率為72.1%，注水系統(tǒng)效率47.8%?！鞍宋濞暺陂g中國(guó)石油天然氣總公司規(guī)定注水用電單耗不能超過(guò)6.0kW.h/t，大港油田為7.79kW.h/t，中原油田為8.5kW.h/t，而國(guó)外平均為6.0kW.h/t。我國(guó)注水用電單耗平均水平與國(guó)外差距較大。國(guó)內(nèi)外油田注水系統(tǒng)效率統(tǒng)計(jì)表年度項(xiàng)目國(guó)外國(guó)內(nèi)平均國(guó)內(nèi)先進(jìn)中石化勝利平均2000注水泵效，%80～8572.178.0974.45系統(tǒng)效率，%47.854.5647.52003注水泵效，%80～8575.227977.1877.7系統(tǒng)效率，%51.9455.4251.0451.0“十五〞各年勝利油田注水系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)表

2001年2002年2003年2004年20