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[摘 要]随着油田开发时间的不断延长、注水管网和设备日益老化、地层污染逐步加剧，所以各厂都面临着欠注水井逐年增加，油田开发形式逐渐变差的问题。针对新木采油厂注水井的欠注现象日益严重，井组开发形式日益变差，近几年实施的增压效果效果不明显、有效期较短的技术难题，结合欠注水井原因分析、形成了欠注水井综合治理技术对策
[关键词]欠注水井，开发效果，注够水，精细注水
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0038-01
1、新木油田欠注井现状
新木油田是一个低渗透、低粘度、裂缝发育的构造岩性油藏，经弹性、注水、加密调整等开发阶段后，逐渐出现含水上升，产液下降，注水压力逐渐增加、吸水能力下降、注水量逐渐减小，不能满足配注要求，严重影响注水开发效果，由于储层物性差，注入水和常规酸化解堵造成的储层二次伤害成因复杂且较严重，目前增注困难越来越大，效果也越来越差，不能满足油田稳产增产的需求，影响油田的高效开发。
2、欠注原因分析
2.1 渗透率低导致欠注
新木扶杨油层以小-微孔隙和细-微细吼道为主，平均孔隙直径为4.25μm，平均渗透率6.7×10-3μm，孔喉细小和比表面积大是油层渗透率低和一系列开发特征的根本原因。
同层不同区块因开发特征不同，也存在渗透率差异，8号、14号主力层最小渗透率<0.5×10-3μm，远远小于平均渗透率。
渗透率与孔隙度之间不存在函数关系，但对于砂岩油层，渗透率与孔隙度之间存在近似的函数关系，有效孔隙度越大，绝对渗透率越大。对新木有欠注水井的40多个区块700多口按照孔隙度进行统计，欠注井比例=欠注水井数量/注水井总数*100%。
结论：欠注水井发生比例与孔隙度之间成反比，即：孔隙度越低欠注发生比率越高。
2.2 油层连通性差导致欠注
油层储层砂体非均质严重，油砂体多以条带状分布或砂岩透镜体分布，东西向受断层切割，由于相变频繁，砂体连通差，使注采对应关系变差，注水能量无法扩散，形成高压区，导致水井欠注。
2.3 水质超标导致欠注
虽然联合站出口水质合格，但远端注入水质严重超标，管网末端机水质各项指标超标严重。
注入水悬浮物粒径对渗透率的影响：悬浮物能否堵塞孔隙，与悬浮物的粒径密切相关，一般认为，当悬浮物粒径中值超过孔隙中值的1/3时，就可能在孔隙内形成桥堵，造成孔隙的堵塞，因此要严格控制注入水中悬浮物的粒径大小。
注入水中含油量对渗透率的影响：注入水中含有的油质成分是造成油层渗透率下降的一个重要因素，较大的油滴在通过岩心内相对较小的喉道时需經过变形，由此产生的贾敏效应将增大注入水通过孔喉时的阻力，造成注水压力的升高。同时注入水中的油滴也可能与水中悬浮物相融合，造成油层孔隙的堵塞。因此，在油层注水时，要严格控制注入水中的含油量。
注入水中硫酸还原菌含量对渗透率的影响：注入水中细菌的存在主要从两个方面对设备和油层造成伤害：一是细菌产生的粘性物质及由其导致的油层岩心颗粒运移容易堵塞过滤器和注水井的渗流通道；二是细菌的存在容易使注水管线等设备产生腐蚀，造成管壁穿孔等危害，同时产生的大量腐蚀产物（沉淀）进入地层后，堵塞油层注水通道、降低油层渗透率。
结论：
注入水的悬浮物、含油、细菌都会对油层产生伤害。
油层渗透率下降的部位将主要是注水井井底周围，并且造成的伤害是不可逆的。
2.4 地面管網损失大导致欠注
管道分沿程阻力和局部阻力：
沿程阻力是比摩阻乘以管道长度，比摩阻由管道的管径、内壁粗糙度、流体流速确定的。
局部阻力是由管道附件（弯头、三通、阀等）形成的，它和局阻系数、动压成正比；局阻可以根据附件种类、开度大小通过查手册得出，动压和流速的平方成正比。
3、欠注井治理技术研究
3.1 管网优化技术
针对结垢等原因注水压力逐年上升，部分吸水指数较好井欠注的问题，合理匹配注水能力，通过联合站、218站及198站联网运行，分区逐步提压，注水干压13.0MPa↗14.1MPa，满足注水压力需求，日增注208m3。
3.2 端点增压技术
针对管网末端及储层物性差的欠注井，应用柱塞泵开展端点增注，过程中实现了增注泵优化选型，通过单泵多井、单泵两井、单泵单井及利旧增注泵的合理应用及调整，计实现增注22台50口井日增675m3，累增18.9万m3。
3.3 井筒除垢技术
3.3.1 注热水
主要用于污染初期的改造，针对油层吸水较好，短期因返油、结蜡，导致注入压力升高欠注井，通过高温热水迅速融化油及蜡，实现解堵降压注水；
过程中优化施工参数三项，即注入水温度，现场施工压力，注入量；累计开展46井次，增注32566m3；
3.3.2 注洗油剂
针对污染，注热水无效的井，开展注洗油剂工作。针对返油、结蜡严重，井筒堵塞加剧欠注井，应用注热水+洗油剂解堵；
原理：通过多种表面活性剂复配，改变胶质、沥青质的粘稠特性，将其乳化成油水乳化液，降低其粘附力，疏通微小孔隙，解决有机堵塞。
施工6口，日增注水量58m3，累增3526m3。
3.3.3 周期检管
针对井筒结垢结蜡严重，吸水指数下降，测试遇阻的欠注井，结合检管作业治理。共计31口井，平均油压下降0.9Mpa，当年累计增注5.4253×104m3。这部分井主要在联合站清污水混注区。
3.4 个性酸化技术
针对井筒结垢结蜡严重，以上措施无效的欠注井，开展主力不吸水层酸化。
结合酸敏试验，优选出油田酸化的酸液配方，以低伤害，低粘土膨胀、缓速为主，并确定最佳用酸量为单位有效厚度1.2-2.5m3/m，最佳施工排量1.3-2.5m3/min，从而扩大油气渗流通道，提高措施效果；
共实施3口井，吸水能力提高，吸水状况得到改善，注采开发效果得到改善，有效率100%；
3.5 油层改造技术
3.5.1 压裂排泥浆油层改造
针对油层泥浆污染的欠注井，通过控制压裂液粘度、排量、砂比等，油层形成支撑裂缝，抽吸解堵；
通过压裂曲线分析，破裂压力高，停泵压力达30MPa，目前泵压无法注水；
转抽2口井，目前产液上升，连通状况转好
3.5.2 高压正水击
针对结垢导致近井地带污染加剧，渗透率变差，地层压力上升的欠注井，通过高压正水击弹片释放能量对地层造微缝，结合负压返排解堵；施工6口井至今有效。
3.5.3 高聚能电脉冲增注
利用冲击波对油层岩石的的造缝作用、解堵作用、清除地层污染作用达到疏通油流（水流）通道，改善油（水）层近井地带的渗透性。
电脉冲技术作业有效率高；电脉冲技术作业见效快；电脉冲技术能耗低；现场作业量小，占用井场时间短；电脉冲技术对注水井和油层没有副作用。施工3口井至今有效。
4 结论及取得认识
4.1 设备高效运行、管网匹配合理是保证注水井“注够水”的基础。
4.2 提升井筒水质合格率，水井“注好水”是延缓水井欠注的根本。
4.3 确定合理修井周期，保证井筒最佳生产环境是实现“精细注水”的条件。
4.4 区块水井的欠注比例与该区块的孔隙度称反比。
4.5 有压裂历史的水井比射孔投产的水井欠注比例小，特别是孔隙度〈20%的水井。
4.6 在注水管线腐蚀结垢加剧、设备日益老化的实际状况下，应该对欠注水井应该综合分析，首选合理的降压措施。
[关键词]欠注水井，开发效果，注够水，精细注水
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0038-01
1、新木油田欠注井现状
新木油田是一个低渗透、低粘度、裂缝发育的构造岩性油藏，经弹性、注水、加密调整等开发阶段后，逐渐出现含水上升，产液下降，注水压力逐渐增加、吸水能力下降、注水量逐渐减小，不能满足配注要求，严重影响注水开发效果，由于储层物性差，注入水和常规酸化解堵造成的储层二次伤害成因复杂且较严重，目前增注困难越来越大，效果也越来越差，不能满足油田稳产增产的需求，影响油田的高效开发。
2、欠注原因分析
2.1 渗透率低导致欠注
新木扶杨油层以小-微孔隙和细-微细吼道为主，平均孔隙直径为4.25μm，平均渗透率6.7×10-3μm，孔喉细小和比表面积大是油层渗透率低和一系列开发特征的根本原因。
同层不同区块因开发特征不同，也存在渗透率差异，8号、14号主力层最小渗透率<0.5×10-3μm，远远小于平均渗透率。
渗透率与孔隙度之间不存在函数关系，但对于砂岩油层，渗透率与孔隙度之间存在近似的函数关系，有效孔隙度越大，绝对渗透率越大。对新木有欠注水井的40多个区块700多口按照孔隙度进行统计，欠注井比例=欠注水井数量/注水井总数*100%。
结论：欠注水井发生比例与孔隙度之间成反比，即：孔隙度越低欠注发生比率越高。
2.2 油层连通性差导致欠注
油层储层砂体非均质严重，油砂体多以条带状分布或砂岩透镜体分布，东西向受断层切割，由于相变频繁，砂体连通差，使注采对应关系变差，注水能量无法扩散，形成高压区，导致水井欠注。
2.3 水质超标导致欠注
虽然联合站出口水质合格，但远端注入水质严重超标，管网末端机水质各项指标超标严重。
注入水悬浮物粒径对渗透率的影响：悬浮物能否堵塞孔隙，与悬浮物的粒径密切相关，一般认为，当悬浮物粒径中值超过孔隙中值的1/3时，就可能在孔隙内形成桥堵，造成孔隙的堵塞，因此要严格控制注入水中悬浮物的粒径大小。
注入水中含油量对渗透率的影响：注入水中含有的油质成分是造成油层渗透率下降的一个重要因素，较大的油滴在通过岩心内相对较小的喉道时需經过变形，由此产生的贾敏效应将增大注入水通过孔喉时的阻力，造成注水压力的升高。同时注入水中的油滴也可能与水中悬浮物相融合，造成油层孔隙的堵塞。因此，在油层注水时，要严格控制注入水中的含油量。
注入水中硫酸还原菌含量对渗透率的影响：注入水中细菌的存在主要从两个方面对设备和油层造成伤害：一是细菌产生的粘性物质及由其导致的油层岩心颗粒运移容易堵塞过滤器和注水井的渗流通道；二是细菌的存在容易使注水管线等设备产生腐蚀，造成管壁穿孔等危害，同时产生的大量腐蚀产物（沉淀）进入地层后，堵塞油层注水通道、降低油层渗透率。
结论：
注入水的悬浮物、含油、细菌都会对油层产生伤害。
油层渗透率下降的部位将主要是注水井井底周围，并且造成的伤害是不可逆的。
2.4 地面管網损失大导致欠注
管道分沿程阻力和局部阻力：
沿程阻力是比摩阻乘以管道长度，比摩阻由管道的管径、内壁粗糙度、流体流速确定的。
局部阻力是由管道附件（弯头、三通、阀等）形成的，它和局阻系数、动压成正比；局阻可以根据附件种类、开度大小通过查手册得出，动压和流速的平方成正比。
3、欠注井治理技术研究
3.1 管网优化技术
针对结垢等原因注水压力逐年上升，部分吸水指数较好井欠注的问题，合理匹配注水能力，通过联合站、218站及198站联网运行，分区逐步提压，注水干压13.0MPa↗14.1MPa，满足注水压力需求，日增注208m3。
3.2 端点增压技术
针对管网末端及储层物性差的欠注井，应用柱塞泵开展端点增注，过程中实现了增注泵优化选型，通过单泵多井、单泵两井、单泵单井及利旧增注泵的合理应用及调整，计实现增注22台50口井日增675m3，累增18.9万m3。
3.3 井筒除垢技术
3.3.1 注热水
主要用于污染初期的改造，针对油层吸水较好，短期因返油、结蜡，导致注入压力升高欠注井，通过高温热水迅速融化油及蜡，实现解堵降压注水；
过程中优化施工参数三项，即注入水温度，现场施工压力，注入量；累计开展46井次，增注32566m3；
3.3.2 注洗油剂
针对污染，注热水无效的井，开展注洗油剂工作。针对返油、结蜡严重，井筒堵塞加剧欠注井，应用注热水+洗油剂解堵；
原理：通过多种表面活性剂复配，改变胶质、沥青质的粘稠特性，将其乳化成油水乳化液，降低其粘附力，疏通微小孔隙，解决有机堵塞。
施工6口，日增注水量58m3，累增3526m3。
3.3.3 周期检管
针对井筒结垢结蜡严重，吸水指数下降，测试遇阻的欠注井，结合检管作业治理。共计31口井，平均油压下降0.9Mpa，当年累计增注5.4253×104m3。这部分井主要在联合站清污水混注区。
3.4 个性酸化技术
针对井筒结垢结蜡严重，以上措施无效的欠注井，开展主力不吸水层酸化。
结合酸敏试验，优选出油田酸化的酸液配方，以低伤害，低粘土膨胀、缓速为主，并确定最佳用酸量为单位有效厚度1.2-2.5m3/m，最佳施工排量1.3-2.5m3/min，从而扩大油气渗流通道，提高措施效果；
共实施3口井，吸水能力提高，吸水状况得到改善，注采开发效果得到改善，有效率100%；
3.5 油层改造技术
3.5.1 压裂排泥浆油层改造
针对油层泥浆污染的欠注井，通过控制压裂液粘度、排量、砂比等，油层形成支撑裂缝，抽吸解堵；
通过压裂曲线分析，破裂压力高，停泵压力达30MPa，目前泵压无法注水；
转抽2口井，目前产液上升，连通状况转好
3.5.2 高压正水击
针对结垢导致近井地带污染加剧，渗透率变差，地层压力上升的欠注井，通过高压正水击弹片释放能量对地层造微缝，结合负压返排解堵；施工6口井至今有效。
3.5.3 高聚能电脉冲增注
利用冲击波对油层岩石的的造缝作用、解堵作用、清除地层污染作用达到疏通油流（水流）通道，改善油（水）层近井地带的渗透性。
电脉冲技术作业有效率高；电脉冲技术作业见效快；电脉冲技术能耗低；现场作业量小，占用井场时间短；电脉冲技术对注水井和油层没有副作用。施工3口井至今有效。
4 结论及取得认识
4.1 设备高效运行、管网匹配合理是保证注水井“注够水”的基础。
4.2 提升井筒水质合格率，水井“注好水”是延缓水井欠注的根本。
4.3 确定合理修井周期，保证井筒最佳生产环境是实现“精细注水”的条件。
4.4 区块水井的欠注比例与该区块的孔隙度称反比。
4.5 有压裂历史的水井比射孔投产的水井欠注比例小，特别是孔隙度〈20%的水井。
4.6 在注水管线腐蚀结垢加剧、设备日益老化的实际状况下，应该对欠注水井应该综合分析，首选合理的降压措施。