摘要
在当前国际油价低迷开发成本较高的现状下，注水开发作为低价高效的开发技术仍然是大部分低渗透油田的首选。低渗透油田经过多年的注水开发后，由于储层伤害等问题会导致注水井油压升高，注入量下降，注入困难，形成注水井“高压欠注”的特征，这将严重制约着油田的稳产。在长时间的高压注水条件下，地面配注系统和套管都在高负荷条件下工作，不仅存在损坏的风险，注水效率也较低。在当前状况下，结合地质因素和开发因素，深入探究低渗透油田高压欠注的原因，并采取相应的降压增注措施是提高注水井能效必不可少的一步。 本文针对低渗透Z油田23-A和25-C两个主力开发单元，根据历史生产数据对当前目标区存在的高压注水井进行统计分析，结合地质因素，明确当前高压井的欠注现状。利用室内实验研究，从地层流体与注入水配伍性以及储层敏感性评价两个方面开展高压欠注原因分析。实验测定了启动压力梯度，并推导了考虑启动压力梯度的压降漏斗分布模型，从单因素和多因素两个方面对压降漏斗影响因素展开研究。基于以上分析，利用非线性数值模拟器考虑启动压力梯度，建立了Z油田数值特征模型，开展降压增注方案的设计及参数优选。 研究结果表明低渗透Z油田两个主力开发单元欠注井比例分别为39%、42%，具有高压欠注严重的特征。前期油压高的注水井位于储层发育较差的砂体边缘，后期油压高的注水井由于注入水与地层水配伍性差结垢严重。Z油田启动压力梯度为0.0035-0.0584MPa·m-1，启动压力梯度将造成更多的压力损耗在注采井间，表皮系数对井间压力分布的影响程度最大。流体不配伍以及储层存在启动压力梯度是注水井高压欠注的根本原因。从提高配伍性、消除近井堵塞以及减少井间压力消耗的角度，提出严格控制注入水水质+酸化+表面活性剂驱的治理技术。通过数值模拟得到了表面活性剂注入浓度最优值为1%，段塞大小最优值为0.2PV，注采比最优值为0.9。使用非线性数值模拟器模拟该方案开发15年，相比水驱采出程度提高3.19%。针对不同的欠注井类型给出不同的治理方案，现场应用结果表明，在严格控制水质的基础上，酸化结合表面活性剂驱的降压增注方案切实有效，可在Z油田其它高压欠注井进行推广应用。
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