油田注水开发技术是什么？

在采油过程中，仅利用地层天然能量进行采油，称为“一次采油”。一次采油也被称为“能量衰竭法采油”，采收率一般只能达到15%左右，大部分油气仍残留在油层中。为保持和提高地层能量，提高地层中油气采收率，人们采用油田注水开发技术。

向油层注水，保持或提高地层能量，提高油气采收率的采油方法，早在20世纪20年代美国就已工业化应用。苏联于1946年第一次在杜依玛兹油田采用早期注水、保持油层压力的开发方法。在这期间注水开发的油田越来越多。1936年美国采用注水开发的区块只有846个，到1970年就发展到9000个以上。我国最早大量注水的油田是克拉玛依油田，现各主要油田都采用了注水开发方式。因此，注水已成为世界范围内油田开发的主要手段。

一、油田注水时间的选择

（一）不同时间注水油田开发的特点

不同类型的油田，在油田开发的不同阶段注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发结果也有较大的差异。

1．早期注水

早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层内不脱气，原油性质较好。注水以后，随着含水饱和度增加，油层内只是油、水两相流动，其渗流特征可由油水两相渗透率曲线所反映。

早期注水可以使油层压力始终保持在饱和压力以上，油井有较高的产能，有利于保持较长的自喷开采期。由于生产压差调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长的稳产期。但这种注水方式使油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长。所以，早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，尤其对原始地层压力较高而饱和压力较低的油田更是如此。

2．晚期注水

油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况下，地层压力逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转为溶解气驱，导致地下原油黏度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。如我国某油田，在地层压力降到饱和压力以下后，气油比由77m3/t上升到157m3/t，平均单井日产油由10t左右下降到2t左右。

在溶解气驱之后注水，称晚期注水，在美国称“二次采油”。注水后，地层压力回升，但一般只是在低水平上保持稳定。由于大量溶解气已跑掉，在压力恢复后，也只有少量游离气重新溶解到原油中，溶解气油比不可能恢复到原始值。因此，注水以后，采油指数不会有大的提高。由于油层中残留有残余气或游离气，注水后可能形成油、水两相或油、气、水三相流动，渗流过程变得更加复杂。这种方式的油田产量不可能保持稳产，自喷开采期短，对原油黏度和含蜡量较高的油田，还将由于脱气使原油具有结构力学性质，渗流条件更加恶化。

晚期注水方式初期生产投资少，原油成本低。原油性质较好、面积不大且天然能量比较充足的中、小油田可以考虑采用。

3．中期注水

中期注水介于上述两种方式之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升至最大值之前注水。此时油层中将由油、气两相流动变为油、气、水三相流动。随着注水恢复压力，可以有两种情形：

一种情形是地层压力恢复到一定程度，但仍然低于饱和压力。在地层压力稳定条件下，形成水驱混气油驱动方式。据室内模拟和国外文献介绍，如果地层压力低于饱和压力15%以内，此时从原油中析出的气体尚未形成连续相，这部分气体有一定驱油的作用，并由于油—气间的界面张力远比油—水界面、油—岩石界面的张力小，因而部分气泡位于油膜和岩石颗粒表面之间。这对亲油岩石来说，可破坏岩石颗粒表面的连续油膜，有助于提高最终采收率。

另一种情形就是通过注水逐步将地层压力恢复到饱和压力以上。此时，脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但天然气组分的相态变化是不可逆过程。当提高压力时，脱出的游离气重新完全溶解所需的压力为溶解压力。显然，溶解压力大于饱和压力。此外，在利用天然能量开采阶段，部分溶解气逸出。因此，即使地层压力恢复到饱和压力以上，溶解气油比和原油性质都不可能恢复到初始情况，产能也将低于初始值。在地层压力高于饱和压力条件下，如将井底流压降至饱和压力以下，尽管采油指数较低，但由于采油井的生产压差大幅度提高，仍可使油井获得较高的产量和较长的稳产期。

中期注水的特点是初期投资少，经济效益好，也可能保持较长稳产期，并不影响最终采收率。地饱压差较大、天然能量相对较大的油田比较适用于中期注水。

（二）选择注水时机应考虑的因素

1．油田天然能量的大小

要确定油田合理的注水时间，就要研究油田天然能量的大小，研究这些能量在开发过程中可能起的作用。总的原则是：在满足油田开发要求的前提下，尽量利用油田的天然能量，尽可能减少人工能量的补充。如有的油田边水很活跃，边水驱动能满足油田开发的要求，就没有必要采用人工注水的方法开发；有的油田原始地层压力与饱和压力相差很大，有较大的弹性能量，也就没有必要采用早期注水。

2．油田的大小和对油田产量的要求

不同油田由于自然条件和所处位置的不同，对油田开发方针和产量也是不同的。小油田，由于储量少、产量不高，一般要求高速开采，不一定追求稳产期，因此也就没有必要强调早期注水。大油田，对国家原油产量的增长起着很大的作用，对国民经济及其他部门的布局和发展有着很大的影响，因此要求大油田投入开发后，产油量逐步稳定上升，在油田达到最高产量后，还要尽可能地保持较长时间的稳产，不允许油田产量出现较大的波动。要确保这个目标的实现，一般要求进行早期注水。如前苏联第二巴库油田大部分是采用早期注水开发。20世纪70年代以后投入开发的西西伯利亚油区的一些大油田也是采用早期注水开发的。如萨马特洛尔油田，1969年4月投入开发，同年10月就开始注水，当年采油140×104t，到1975年产量达到8700×104t，1976年采油速度就达到2%，1980年产量为1.52×108t，地层压力始终保持在原始地层压力附近。

3．油田的开采特点和开采方式

自喷开采的油田，就要求注水时间相对早一些，压力保持的水平相对高一些。原油黏度高、油层非均质性严重、自喷很困难、只能采用机械方式采油的油田，地层压力就没有必要保持在原始地层压力附近，不一定采用早期注水开发。原始油层压力与静水柱压力之比高于1.3以上的油田，即使自喷开采，保持压力的界限也可以比原始压力低，因此注水时间也可以推迟。

总之，注水时间的选择是一个比较复杂的问题。我们既要考虑到油田开发初期的效果，又要考虑到油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术论证，在不影响油田开发效果和完成国家任务的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。

二、油田注水方式

油田注水方式是指注水井在油田上所处的部位和注水井与采油井间的排列关系。

采用人工注水开发的油田，油井之间、注水井之间、油井与注水井之间都存在着严重的相互干扰。因此，我们必须深入研究油层性质和构造条件，确定合理的注采井网，进行合理的配产配注。这是油田注水开发中最突出、最关键的一个问题。

油田注水方式可分为边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种，油田应结合地质条件、流动特征以及开发的要求选择最佳的注水方式。

（一）边缘注水

边缘注水的条件是：油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好，油层流动系数（有效渗透率×有效厚度／原油黏度）较高。特别是钻注水井的边缘地区要有较高的吸水能力，能保证压力的有效传递，使油田内部能收到良好的注水效果。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又可分为缘外注水、缘上注水和缘内注水三种。

1．缘外注水

缘外注水又称边外注水。这种注水方式要求含水区内渗透率较高，注水井一般与等高线平行，分布在外油水边界以外，如图6-8所示。它的优点是相当于将供给边线移近到油藏开发区，可保持或提高新供给边线的压力。

世界上用这种注水方式开发比较成功的油田，如前苏联的巴夫雷油田，面积为80km2左右，平均有效渗透率为0.6μm2，油层比较均匀而稳定，边水活跃。采用边外注水后，油层平均压力稳定在13.73～15.70MPa之间。在注水后的5年内，石油日产量基本稳定，年采油速度为可采储量的6%左右。我国老君庙油田，面积较小，并有边水存在，在开发初期，L油层和M油层均采用缘外注水方式。

2．缘上注水

当油田在油水外缘以外的区域渗透性差时，不宜缘外注水，而将注水井部署在油水外缘上或在油藏以内距油水外缘不远的地方，即缘上注水，如图6-9所示。

图6-8　缘外注水

图6-9　缘上注水

3．缘内注水

如果油层渗透率在油水过渡带很差，在过渡带不适宜注水，而应将注水井部署在含油内缘以内，以保持油井充分见效和减少注水的外逸量，如图6-10所示。

边缘注水方式适用于边水比较活跃的中心油田。这种注水方式的优越性是油水界面比较明显，逐步由外向油藏内部均匀推进，故比较容易控制，无水采收率或低含水采收率较高。与其他类型的油田相比，其最终采收率往往要高出许多，国内外有些油田已经证实了这一点。若在适当的地方辅以点状注水，则开发效果更佳。由于油井受注水井有效影响最多只有三排，因此若是较大的油田采用边缘注水，往往只是构造边部几排井受益，而处于构造顶部的井（这些井一般都具有石油性质好、油层厚、渗透性好等高产条件），就得不到注水能量的补充。若控制这些油井生产，势必降低采油速度，延长开发时间。若让其投产，则由于能量不够，易形成低压带变为弹性驱动或溶解气驱消耗方式采油，以致后来造成停喷。

因此，仅仅依靠边缘注水是不行的，这时应该用边缘注水加顶部点状注水或采用切割注水方式，如图6-11所示。

图6-10　缘内注水

图6-11　外缘注水加切割注水

（二）切割注水

对于面积大、储量丰富、油层性质稳定的油田，一般采用切割注水方式。这种注水方式利用注水井排将油藏分成较小的单元切割区。可以根据油藏不同类型形态、物性、开发要求因地制宜地采用横切、纵切或环状切割等不同形式，如图6-12所示。

图6-12　切割注水

边内切割注水方式的采用条件是：油层分布面积大，且有一定的延伸长度，注水井排上可以形成比较完整的水线，保证在切割区内注水井与采油井之间要有较好的连通性，油层具有一定的流动系数，保证在一定的切割区和一定的井排距内，注水效果能比较好地传递到生产井排，以便确保在开发过程中达到所要求的采油速度。

国外一些大油田，如前苏联的罗马什金油田，采取了切割注水方式，特别是在中央三个较大的切割区内，增加了切割水线以后，注水效果较好，大部分油井保持正常自喷。美国的克列—斯耐德油田，面积约为200km2，初期依靠弹性开采后转为溶解气驱方式，为了提高开采速度及采收率，对该油田研究了四种不同的注水方式，后来用了切割注水方式，则成为水压驱动，恢复了油层压力，大部分油井又恢复了自喷能力。我国20世纪50年代的克拉玛依油田一区、五区、六区等区块也采取了切割注水方式。

（三）面积注水

面积注水实质上是把油层分割成许多更小的单元，即一口注水井控制其中之一，并同时影响邻近的几口油井，而每口油井又同时受邻近的几口注水井不同方向上的注水影响。显然这种注水方式有较高的采油速度，生产井容易受到注水井的影响。不同的面积注水方式及井网参数见图6-13和表6-1。

表6-1　不同面积井网的井网参数

井网注水井与生产井比例钻成井网要求七点法1:2等边三角形歪七点法1:2正方形五点法1:1正方形四点法2:1等边三角形九点法1:3正方形反九点法3:1正方形

图6-13　面积注水

什么样的油田，选用什么样的面积注水，并无固定的格式。一般说来，油层连通性不好，而又要加速开采，这时注水井就应该多，可采用四点法或反九点法；反之则采用七点法井网开采。在油田开发初期，注水井应少些，到了晚期，注水井数就应适当增多。面积注水方式适用的条件如下：

（1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割注水不能控制注入水，不能逐排地影响生产井。

（2）油层渗透性差，流动系数低，切割注水时注水推进的阻力大，采油速度低。

（3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。

（4）适用于油田后期的强化开采以提高采收率。

（5）油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时也可用面积注水方式。

与切割注水相比，面积注水方式对油层分布适应性要广些，采油速度要高些，但切割注水方式调整的灵活性要大些。

（四）点状注水

点状注水是指注水井零星地分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充形式。