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摘要：本文从曲堤油田目前注水现状入手，针对曲堤油田目前欠注日益突出的问题，从地面、井筒、地层以及水井日常管理等方面分析了曲堤油田欠注机理。本文对这些问题进行了简单的探讨，并提出了相应的治理对策，以提高曲堤油田水井注水效果。
关键词：欠注；井况；层间差异；水井管理
曲堤油田区域构造位于济阳坳陷惠民凹陷南斜坡的曲堤地垒式鼻状构造上，总面积约200平方千米，截至2005年实际探明地质储量2735.1万吨，全部动用，标定采收率22.4%，可采储量614万吨。曲堤油田主要形成油藏类型：断块层状油藏和构造-岩性油藏，储层在纵向上主要分布在馆三段、沙三段、沙四上中段和沙四下段。储层岩性以河流相沉积的砂岩为主，同一断块内层间物性差异大，不同断块间储层物性差异更大。地层水水型主要为CaCl2型、MgCl2型，矿化度10335～46896mg/l。根据地层测试的压力、温度资料，油藏压力系数1.0左右，地温梯度3.0左右，属于常温常压系统。
一、曲堤油田注水概况
曲堤油田1995年投入开发，1996年开始注水开发。随着油田开发的不断深入，注水矛盾突出，水驱开采难度增大，驱油效果差，水井欠注问题日益突出。截止目前，曲堤油田共油注水井119口，开井105口，日注水量3603方。目前，曲堤油田共有欠注井39口，对应油井79口，日欠注量844 方，导致水井欠注原因主要有地面因素、井筒因素以及地层因素。
二、欠注井欠注机理分析
1地面因素
1.1 低渗区块注水压力达不到启动压力导致的欠注。部分低渗区块由于物性条件较差，注水启动压力较高，曲堤油田注水站的泵压一般15MPa左右，无法达到低渗区块的注水要求，因此导致欠注。
1.2 干线腐蚀结垢污染导致井口水质不达标。普通钢质管线，存在腐蚀、结垢现象，存在沿程二次污染，影响了整体注水效果。管线内壁的腐蚀产物、垢，管壁上的污油是主要污染物。从检测数据看，重点污染区间在配水间至井口，总体呈现含油量增加，含铁减少，机杂量增加，沿程污染严重。
2井筒因素
2.1 注水管柱腐蚀结垢。随着时间的延长，注水井管柱腐蚀结垢现象普遍存在，因此导致的测调遇阻现象时有发生。2013年，10井次测调不成功主要原因就是配水芯子打捞遇阻，因此导致配水芯子不能及时调试引起欠注。
2.2套变导致降压增注工艺措施无法有效的实施。套变水井42口，受套变因素的影响，一是目前套变井无法实现有效分层注水，被迫改为笼统注水，导致单层欠注；二是影响水井工艺的措施的实施，增加措施成本，无法及时有效的实施降压增注措施。
3地层因素
3.1地层出砂导致欠注。正常情况下，注水井在注水过程中，地层不外吐液，地层不会出砂，只有在停注、泵压不稳定、注水量大幅变化或其他原因引起地层压力波动的时候，由于层间矛盾，地层才会出砂。反复出砂在短期内可砂埋油层，导致注水井欠注，长此以往还可造成套管变形，直接导致水井报废。随着油田开发的不断深入，注水泵、管线的老化腐蚀，注水管线穿孔、注水站停泵现象时有发生，不得不中途停井，容易诱导地层出砂，导致水井欠注。
3.2地层污染导致欠注。①是水质不达标或者沿程二次污染，将会产生机械杂质堵塞、电化学腐蚀、细菌腐蚀及堵塞等，导致水井欠注。②当注入水与储层不配伍时，可能引起储层中水敏物质的膨胀与运移，使水井注水量达不到配注要求。③地层结垢对地层造成污染，引起近井地带油层渗透率下降，注水井无法达到配注要求。④钻井液、射孔液及作业入井液等对地层的污染。
3.3非均质性强导致分注井单层欠注。层间差异大，各层启动压力梯度差异大，现有压力系统下，低渗层无法实现有效注水，导致此类井分层注水后存在“分不开”的现象。Q103-X24的第二层和Q9-NX37的第一层井均存在不能有效启动的问题，导致这两层注不进或欠注，不能满足分注需要。
4、注水工艺因素
曲堤油田共有分注井36口，其中偏心分注井5口，空心分注井16口，双管分注井10口，空心测调一体化分注井5口。其中偏心分注工艺和同心双管分注工艺对曲堤油田适应性较低，无法测调现象时有发生，导致欠注层无法及时调配。
4.1偏心分注工艺对曲堤油田适应性较低
曲堤油田注入水矿化度偏高，多数水井存在不同程度的结垢现象，注入水流速太小又会加快成垢物质的结晶过程，流速越小结垢倾向越大。曲堤油田分层注水量较小，分注井单层注水量小于20m3/d的占87%，造成结垢现象突出。偏心分注由于堵塞器采用偏心配置结构，投捞成功率较低，结垢现象更加大了测调投捞的难度；水井出砂现象普遍存在，而偏心配水器采用的是常开式结构，停注时会产生管内串通，特别是在出砂井上应用时，容易引起地层激动出砂，堵塞水咀和管柱，造成无法测试和调配，致使分注失效。由于以上原因造成偏心分注井测调过程中，油管及分注工具结垢、砂埋导致测调遇阻、测试仪器落井现象时有发生，造成测调不成功，欠注层无法调配。
4.2同心双管分注工艺工具存在缺陷。曲堤油田腐蚀现象比较严重，而双管分注所用的小管壁厚仅有4mm，容易造成小管漏失，导致双管分注失效。
5 水井日常管理因素
5.1水井洗井由于客观条件的限制，达不到洗井管理规定的要求。
目前采用泵罐车车洗井水用量在40方之内，洗井时间1.5h。而洗井技术要求：对于正常光油管注水井，先用15m3/h和20m3/h的排量各洗1小时，使进出口水质基本一致，改为30m3/h排量洗井，持续3—4个小时，改为20m3/h的排量洗1个小时。洗井水量一般要达到120m3以上。洗井不彻底，近井地带和井筒的污染无法及时清除，地层欠注。
2.5.2 压力频繁波动，影响注水效果压力频繁波动容易导致注水层吐砂、封隔器失效、套管损坏等问题的发生，导致水井欠注的同时，增加水井作业频次和作业成本，影响注水时率。
三、欠注井治理对策
1建立欠注井分类治理网络。围绕曲堤油田水井欠注原因，按照“分类研究、分类治理”的原则，建立欠注井分类治理网络，对欠注井逐步进行治理，改善曲堤油田的注水状况。
2做好科研项目攻关，优选防腐管类型。以科研项目为依托，逐步摸索出适合不同区块、不同水性、不同温度、不同矿化度的防腐管类型。
3加大水井套变的治理和预防力度。建议采取注水井早期注入防膨剂，对易出砂的井，采取针对性防砂工艺，加强日常管理，强化基础资料录取、分析，发现问题及时解决，，对于套变导致无法进行防砂的带病注水的水井，日常管理工作更加显得尤为重要。
4做好水井降压增注技术的优化工作。针对油藏类型及堵塞原因，有针对性的实施降压增注措施，减少欠注井和欠注层。
5优化分层注水管柱的技术配套。在加快成熟分注工艺推广应用的用时，加大对高温高压井、大斜度井、出砂井、套变井的分注实施力度，提高分注井层段合格率，完善分注工艺技术配套。
6落实水井管理制度。全面落水井管理规定，严把水井作业关，确保作业有效率；严把水井测调关，提高测调合格率；做好水井方案关，确保水井方案符合率；加强水井日常管理，提高分层注水层段合格率；全面落实油田注水管理规定，确保各项指标的完成，达到均衡、合理、有效的注水。
注水井是否正常，对整个油田的开发效果有着直接的影响。所以在日常的管理工作当中要对相关问题及时的发现、及时解决，要对相关的基础资料数据进行及时的分析，对相关的问题进行及时的整改，以保证注水井的正常注入，提高曲堤油田水驱开发效果。
关键词：欠注；井况；层间差异；水井管理
曲堤油田区域构造位于济阳坳陷惠民凹陷南斜坡的曲堤地垒式鼻状构造上，总面积约200平方千米，截至2005年实际探明地质储量2735.1万吨，全部动用，标定采收率22.4%，可采储量614万吨。曲堤油田主要形成油藏类型：断块层状油藏和构造-岩性油藏，储层在纵向上主要分布在馆三段、沙三段、沙四上中段和沙四下段。储层岩性以河流相沉积的砂岩为主，同一断块内层间物性差异大，不同断块间储层物性差异更大。地层水水型主要为CaCl2型、MgCl2型，矿化度10335～46896mg/l。根据地层测试的压力、温度资料，油藏压力系数1.0左右，地温梯度3.0左右，属于常温常压系统。
一、曲堤油田注水概况
曲堤油田1995年投入开发，1996年开始注水开发。随着油田开发的不断深入，注水矛盾突出，水驱开采难度增大，驱油效果差，水井欠注问题日益突出。截止目前，曲堤油田共油注水井119口，开井105口，日注水量3603方。目前，曲堤油田共有欠注井39口，对应油井79口，日欠注量844 方，导致水井欠注原因主要有地面因素、井筒因素以及地层因素。
二、欠注井欠注机理分析
1地面因素
1.1 低渗区块注水压力达不到启动压力导致的欠注。部分低渗区块由于物性条件较差，注水启动压力较高，曲堤油田注水站的泵压一般15MPa左右，无法达到低渗区块的注水要求，因此导致欠注。
1.2 干线腐蚀结垢污染导致井口水质不达标。普通钢质管线，存在腐蚀、结垢现象，存在沿程二次污染，影响了整体注水效果。管线内壁的腐蚀产物、垢，管壁上的污油是主要污染物。从检测数据看，重点污染区间在配水间至井口，总体呈现含油量增加，含铁减少，机杂量增加，沿程污染严重。
2井筒因素
2.1 注水管柱腐蚀结垢。随着时间的延长，注水井管柱腐蚀结垢现象普遍存在，因此导致的测调遇阻现象时有发生。2013年，10井次测调不成功主要原因就是配水芯子打捞遇阻，因此导致配水芯子不能及时调试引起欠注。
2.2套变导致降压增注工艺措施无法有效的实施。套变水井42口，受套变因素的影响，一是目前套变井无法实现有效分层注水，被迫改为笼统注水，导致单层欠注；二是影响水井工艺的措施的实施，增加措施成本，无法及时有效的实施降压增注措施。
3地层因素
3.1地层出砂导致欠注。正常情况下，注水井在注水过程中，地层不外吐液，地层不会出砂，只有在停注、泵压不稳定、注水量大幅变化或其他原因引起地层压力波动的时候，由于层间矛盾，地层才会出砂。反复出砂在短期内可砂埋油层，导致注水井欠注，长此以往还可造成套管变形，直接导致水井报废。随着油田开发的不断深入，注水泵、管线的老化腐蚀，注水管线穿孔、注水站停泵现象时有发生，不得不中途停井，容易诱导地层出砂，导致水井欠注。
3.2地层污染导致欠注。①是水质不达标或者沿程二次污染，将会产生机械杂质堵塞、电化学腐蚀、细菌腐蚀及堵塞等，导致水井欠注。②当注入水与储层不配伍时，可能引起储层中水敏物质的膨胀与运移，使水井注水量达不到配注要求。③地层结垢对地层造成污染，引起近井地带油层渗透率下降，注水井无法达到配注要求。④钻井液、射孔液及作业入井液等对地层的污染。
3.3非均质性强导致分注井单层欠注。层间差异大，各层启动压力梯度差异大，现有压力系统下，低渗层无法实现有效注水，导致此类井分层注水后存在“分不开”的现象。Q103-X24的第二层和Q9-NX37的第一层井均存在不能有效启动的问题，导致这两层注不进或欠注，不能满足分注需要。
4、注水工艺因素
曲堤油田共有分注井36口，其中偏心分注井5口，空心分注井16口，双管分注井10口，空心测调一体化分注井5口。其中偏心分注工艺和同心双管分注工艺对曲堤油田适应性较低，无法测调现象时有发生，导致欠注层无法及时调配。
4.1偏心分注工艺对曲堤油田适应性较低
曲堤油田注入水矿化度偏高，多数水井存在不同程度的结垢现象，注入水流速太小又会加快成垢物质的结晶过程，流速越小结垢倾向越大。曲堤油田分层注水量较小，分注井单层注水量小于20m3/d的占87%，造成结垢现象突出。偏心分注由于堵塞器采用偏心配置结构，投捞成功率较低，结垢现象更加大了测调投捞的难度；水井出砂现象普遍存在，而偏心配水器采用的是常开式结构，停注时会产生管内串通，特别是在出砂井上应用时，容易引起地层激动出砂，堵塞水咀和管柱，造成无法测试和调配，致使分注失效。由于以上原因造成偏心分注井测调过程中，油管及分注工具结垢、砂埋导致测调遇阻、测试仪器落井现象时有发生，造成测调不成功，欠注层无法调配。
4.2同心双管分注工艺工具存在缺陷。曲堤油田腐蚀现象比较严重，而双管分注所用的小管壁厚仅有4mm，容易造成小管漏失，导致双管分注失效。
5 水井日常管理因素
5.1水井洗井由于客观条件的限制，达不到洗井管理规定的要求。
目前采用泵罐车车洗井水用量在40方之内，洗井时间1.5h。而洗井技术要求：对于正常光油管注水井，先用15m3/h和20m3/h的排量各洗1小时，使进出口水质基本一致，改为30m3/h排量洗井，持续3—4个小时，改为20m3/h的排量洗1个小时。洗井水量一般要达到120m3以上。洗井不彻底，近井地带和井筒的污染无法及时清除，地层欠注。
2.5.2 压力频繁波动，影响注水效果压力频繁波动容易导致注水层吐砂、封隔器失效、套管损坏等问题的发生，导致水井欠注的同时，增加水井作业频次和作业成本，影响注水时率。
三、欠注井治理对策
1建立欠注井分类治理网络。围绕曲堤油田水井欠注原因，按照“分类研究、分类治理”的原则，建立欠注井分类治理网络，对欠注井逐步进行治理，改善曲堤油田的注水状况。
2做好科研项目攻关，优选防腐管类型。以科研项目为依托，逐步摸索出适合不同区块、不同水性、不同温度、不同矿化度的防腐管类型。
3加大水井套变的治理和预防力度。建议采取注水井早期注入防膨剂，对易出砂的井，采取针对性防砂工艺，加强日常管理，强化基础资料录取、分析，发现问题及时解决，，对于套变导致无法进行防砂的带病注水的水井，日常管理工作更加显得尤为重要。
4做好水井降压增注技术的优化工作。针对油藏类型及堵塞原因，有针对性的实施降压增注措施，减少欠注井和欠注层。
5优化分层注水管柱的技术配套。在加快成熟分注工艺推广应用的用时，加大对高温高压井、大斜度井、出砂井、套变井的分注实施力度，提高分注井层段合格率，完善分注工艺技术配套。
6落实水井管理制度。全面落水井管理规定，严把水井作业关，确保作业有效率；严把水井测调关，提高测调合格率；做好水井方案关，确保水井方案符合率；加强水井日常管理，提高分层注水层段合格率；全面落实油田注水管理规定，确保各项指标的完成，达到均衡、合理、有效的注水。
注水井是否正常，对整个油田的开发效果有着直接的影响。所以在日常的管理工作当中要对相关问题及时的发现、及时解决，要对相关的基础资料数据进行及时的分析，对相关的问题进行及时的整改，以保证注水井的正常注入，提高曲堤油田水驱开发效果。