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摘要：针对沈阳油田低渗透油藏注水困难的难题，结合近年研究的积累，提出了控量注水概念，开展应用了适应低渗地层特点的油藏处理、控量增注配套工艺技术，应用后见到了比较好的效果。控量增注配套技术主要依据对油藏特点的分析，通过地面控量注水，地下油藏解堵处理来使低渗透油藏难注井恢复注水。其油藏处理措施对充分发掘非均质高渗透油藏的低渗透层潜力具有借鉴意义。
关键词：低渗透油藏；控量增注；油藏解堵
近年针对沈611块因地层低渗，配套注水泵排量过大和水质因素导致注水压力高而长期停注的水井，分别采取了多脉冲加载压裂和自生气复合解堵措施进行了有效处理，降压效果明显，单井降压5-8MPa，措施后比措施前区块平均每天增加注水量130m3/d，至目前区块累积注水11775m3，改善了地层供液条件，稳定地层压力，降低自然递减率，对稳定对应油井产量起到很大作用。针对边台区块3口水井因低渗、地面泵排量与地层吸水能力不匹配和水质因素而停注的水井，主要采取了改换小型单体泵，井口加装精细过滤装置的办法实现注水，措施后该区块平均每天增加注水量132m3/d，至目前区块累积增加注水25408m3。
一、技术组成及原理
（一）控量概念：主要是根据各低渗区块的实际，调控注水量，使日注量与地层渗流能力相适应，平衡注水，以最大程度地减少原油被圈闭于水前缘之后。如果注水速度比较慢，在注水前沿的后方就有更充分的时间发挥吸吮作用。当大流量造成细粒运移导致伤害时，改进注水方法用小注入量配合完井技术（如高射孔密度、裸眼完井等）增加流动横截面积可使速度降到临界值以下，特别是降低注水井周围速度，目的在于延缓含水饱和度增加的速率，提高采油指数。
1、控量原因之一：原油的流度随着含水饱和度增大而逐步缩小，采油指数也随之下降。采油指数与生产压差无关，而主要取决于流体的流动度，即油相渗透率与原油粘度的比值。
2、控量原因之二：多层注水时的大流量控制面临严峻挑战，但是在低速情况下，在美国已成功实施。在多层注水过程中，控制全井和单层的预定注人量同样重要，否则导致分层注水后压力超高和注不进。分注无法实施而进行全井段笼统注水时，如果不控量那么不受控制的注入水，最大程度地优先进入地层中的主要吸水层段.在这些层段形成水道或是把某些有着现成通道的系统串通起来，使注入水能够绕流和穿流，结果导致对应油井过早见水，使这些层的波及系数下降。“漏失层”重复循环注水，将导致对应油井生产效益差，因为没有驱替到井网中的其他产层。另外，—旦层中形成水道，将很难修复造成的地层伤害。
图1为注水井与油井之间由于末控制注水而形成的水道、注意.A层渗透率（K）1000mD，最高；井底压力（BHP）300psi，最低。该层为注入水的主要吸水层.完全水淹，并且注入水已循环至对应油井。B层具有中等渗透率200mD和较高的井底压力500psi，其注入水吸收量较少，邻井产液量也少。C层渗透率最低50mD.井底压力最高，700 psi，未吸水，其对应油井也未产油。
3、控量原因之三：低渗透区块的特点决定了只能控量注水。以沈95块为例说明周期注水不再可行的原因：
⑴各小层的水动力连通程度低。
⑵注水量变化幅度没有按周期注水的要求进行。
⑶水的滞留系数β（或水的利用系数）低。
⑷高含水期不适合周期注水。
⑸沈95块过去注水的生产数据说明间歇注水的注水时间和关井时间没按照周期注水的频率和时间要求去做。
⑹周期注水的时机。
（二）控量注水方法
1、地下流体控制（普通方法）；
2、由机械装置进行地下注水控制；
3、地面注水控制。
从我们低渗区块的地面设备来说，主要是“大改小”以与地层渗流通道的吸水能力相匹配，同时加装精细过滤装置对注入水再过滤。
（三）控压概念与技术：主要是通过井下工艺措施解除堵塞，降低注入压力。确定所需要的注入速度很重要，因为它关系到注水方案的成败。
1、注水井自生气复合解堵降压增注技术是一项深部解堵与驱油相结合的技术，主要应用于注水井的降压增注施工。
2、多脉冲加载压裂技术。耐高温多脉冲加载压裂技术其基本原理是通过特种控制技术合理控制压裂用复合药的燃烧速度，在地层中产生多个连续加载脉冲压力，形成一定的不受地层主应力约束的径向多裂缝体系，并选择能产生较高热量的多种复合药剂，对地层产生较强的热化学作用，以达到进一步提高和改善地层渗透性的目的，从而有效降低地层破裂压力，诱导裂缝走向，为水力压裂和酸化压裂提供更为有利的地层环境。
耐高温多脉冲技术装置结构设计
I装药结构设计
该技术装置主要由1、引爆装置；2、控制点火系统；3、多种复合药型（或有壳气体发生器）等组成如图2。
图2 装药结构设计
引爆装置一般采用专用安全底火，以保证点火的可靠性；控制点火系统通过特殊设计的延时装置，控制多级点火药逐级点燃，进而控制多级复合药型的逐级燃烧，并保证多级复合药型连续燃烧，能量有序释放，满足形成多脉冲压力的要求；多种复合药型的组配要根据地层条件及用药设计原则，优化组配，保证满足技术功能及工艺要求。
II 延时点火器
高能气体压裂技术由于能量集中，释放速度快，总体能量有限，作用短，长期以来，研究人员一直探索在满足使用的条件下，尽快发挥其能量利用率，有效控制和延长压力作用时间，进一步提高压裂地层效果等问题，最后研制成全隔断式延时控制点火装置，其目的是解决多脉冲高能气体压裂技术能量控制问题，延长对地层脉冲加载压裂的作用时间。
（四）部分难注井增压注水的原因：
1、潜山区块部分地层特低渗而目前没有特别经济有效的井下处理措施；2、由于区块油藏埋深及水质因素的影响不得不考虑提压注水。3、由于井距因素。如611块井距350m。近年来，在矿场实践中发现，随着油田进入高含水期，层系调整和井网加密调整成为开发调整的重要措施。如果611块继续生产下去可能会出现累积注采比大于1，地层压力仍低于原始压力，年注采比大于1，地层压力仅保持稳定或仍呈下降趋势的反常现象。合理的解释：这里需要引入一个压力差别准数的概念。目前我们所说的地层压力，实际上指的是矿场上对油井测试，以井距之半为供油半径，采用以松I法为基础的计算方法得出的平均压力.应称为油井平均地层压力，确切地描述油层压力状态应采用压力场或压力分布的概念。既要考虑油井的地层压力，也要考虑注水井的地层压力。应用油水井间大压差的概念，某一油层的平均地层力应该介干注水井地层压力和油井地层压力之间〔但也并不是简单的折半关系〕：由等产量一源一汇径向流迭加原理，以油井为极标原点，可推导得比油水井间的压力分布关系式： 以井距之半内的线积分平均代替面积积分平均，可分别得到油水井地层压力表达式：
其压力差为：
即为油水井地层压力差别准数，在一定井网条件下，它是决定油水井地层压力差别的根本因素：这是因为：
（1）r与产液量有关，产液量越高，压力差别越大，油井压力越低。
（2）r与油层条件有关.产能系数Kh越低，压力差别越大，油井压力也相对较低。
（3）r与原油物性有关，原油粘度越高，压力差别越大，也会导致油井压力相对对较低。
（4）r还与油层中流体流动状况有关，当油层见水，油层中油水两相流动或油层脱气产生油、气、水三相流动时，表达式中的流度
应为液相总流度 即含水越高，r越小，压力差别越小：含气饱和度越高，准数越大，压力差别越大，一定产液量下，油井地层压力越低。
二、现场实验及应用情况（见表）
分别对沈611块3口水井进行井下措施处理，至目前累注11775m3。
611块注水情况统计表
井号 措施前 措施日期 措施后 目前 措施后累注量（方）
注水情况 注水情况 注水情况
压力（Mpa） 日注量（方） 压力（Mpa） 日注量（方） 压力（Mpa） 日注量（方）
前18-53 21.2 49 没处理 22.5 51 24.5 25
前18-57C 24 0 5.28 16.5 40 24 42 4086
前22-53 23.2 40 没处理 23.5 48 24.5 45
前22-57 22.5 60 没处理 21.5 59 22 58
前22-61 24 6 5.20/6.30 10 45 16 41 2411
前26-55 20 0 6.11 10 40 18.5 40 2884
小计6口 155 278 251 9381
说明：共对3口井前18-57C、前22-61、前26-55进行处理，前22-61多脉冲加载压裂因下药量不合适导致无效后用自生气复合解堵处理后能正常注水。
边台潜山通过地面设备及流程改造后，注水情况如下表
边台潜山控量注水情况统计表
分类 序号 井号 注水方式 配注（方） 注水情况 累注（方）
泵压（Mpa） 油压（Mpa） 日注量（方）
开井 1 边32-23 直注 40 25 22.5 40 11571
2 边33-26 直注 40 25 21.5 58 5039
3 边34-24 直注 40 25 21 42 7202
小计 23812
注不进关井 1 边40-26 直注 1596
合计 4口 25408
三、结论及认识
地面控量地下控压精细注水是目前恢复低渗区块注水的比较有效的手段；
自生气复合解堵降压增注技术对低渗砂岩区块比较有效；多脉冲加载压裂技术可作为自生气复合解堵降压增注的前期措施，二者结合可解决难度较大的注水井的处理问题；
潜山区块水井处理目前还没有更好的措施。
地面注水控制措施不适用于多层水驱控制。
低渗区块注水是个复杂的系统工程，需要多学科多层次多方位的认识以及相关的各个子系统的完善和技术进步的支持。
参考文献：
[1]油田注水开发综合管理 美：萨克尔著
[2]层状不均匀油层的注水开发 苏：沙尔巴托娃 苏尔古切夫
[3]油田注水开发工程方法 美：F.F.克雷格
[4]砂岩油层注水开发动态分析 方凌云 万新德
[5]改善高含水期油田开发效果实例 中国石油天然气总公司 科技发展局 开发生产局 编
[6]化学反应的酸碱理论 张承宏 潘家理 编
[7]油田注水开发设计与分析 苏：B.C.奥尔洛夫著
关键词：低渗透油藏；控量增注；油藏解堵
近年针对沈611块因地层低渗，配套注水泵排量过大和水质因素导致注水压力高而长期停注的水井，分别采取了多脉冲加载压裂和自生气复合解堵措施进行了有效处理，降压效果明显，单井降压5-8MPa，措施后比措施前区块平均每天增加注水量130m3/d，至目前区块累积注水11775m3，改善了地层供液条件，稳定地层压力，降低自然递减率，对稳定对应油井产量起到很大作用。针对边台区块3口水井因低渗、地面泵排量与地层吸水能力不匹配和水质因素而停注的水井，主要采取了改换小型单体泵，井口加装精细过滤装置的办法实现注水，措施后该区块平均每天增加注水量132m3/d，至目前区块累积增加注水25408m3。
一、技术组成及原理
（一）控量概念：主要是根据各低渗区块的实际，调控注水量，使日注量与地层渗流能力相适应，平衡注水，以最大程度地减少原油被圈闭于水前缘之后。如果注水速度比较慢，在注水前沿的后方就有更充分的时间发挥吸吮作用。当大流量造成细粒运移导致伤害时，改进注水方法用小注入量配合完井技术（如高射孔密度、裸眼完井等）增加流动横截面积可使速度降到临界值以下，特别是降低注水井周围速度，目的在于延缓含水饱和度增加的速率，提高采油指数。
1、控量原因之一：原油的流度随着含水饱和度增大而逐步缩小，采油指数也随之下降。采油指数与生产压差无关，而主要取决于流体的流动度，即油相渗透率与原油粘度的比值。
2、控量原因之二：多层注水时的大流量控制面临严峻挑战，但是在低速情况下，在美国已成功实施。在多层注水过程中，控制全井和单层的预定注人量同样重要，否则导致分层注水后压力超高和注不进。分注无法实施而进行全井段笼统注水时，如果不控量那么不受控制的注入水，最大程度地优先进入地层中的主要吸水层段.在这些层段形成水道或是把某些有着现成通道的系统串通起来，使注入水能够绕流和穿流，结果导致对应油井过早见水，使这些层的波及系数下降。“漏失层”重复循环注水，将导致对应油井生产效益差，因为没有驱替到井网中的其他产层。另外，—旦层中形成水道，将很难修复造成的地层伤害。
图1为注水井与油井之间由于末控制注水而形成的水道、注意.A层渗透率（K）1000mD，最高；井底压力（BHP）300psi，最低。该层为注入水的主要吸水层.完全水淹，并且注入水已循环至对应油井。B层具有中等渗透率200mD和较高的井底压力500psi，其注入水吸收量较少，邻井产液量也少。C层渗透率最低50mD.井底压力最高，700 psi，未吸水，其对应油井也未产油。
3、控量原因之三：低渗透区块的特点决定了只能控量注水。以沈95块为例说明周期注水不再可行的原因：
⑴各小层的水动力连通程度低。
⑵注水量变化幅度没有按周期注水的要求进行。
⑶水的滞留系数β（或水的利用系数）低。
⑷高含水期不适合周期注水。
⑸沈95块过去注水的生产数据说明间歇注水的注水时间和关井时间没按照周期注水的频率和时间要求去做。
⑹周期注水的时机。
（二）控量注水方法
1、地下流体控制（普通方法）；
2、由机械装置进行地下注水控制；
3、地面注水控制。
从我们低渗区块的地面设备来说，主要是“大改小”以与地层渗流通道的吸水能力相匹配，同时加装精细过滤装置对注入水再过滤。
（三）控压概念与技术：主要是通过井下工艺措施解除堵塞，降低注入压力。确定所需要的注入速度很重要，因为它关系到注水方案的成败。
1、注水井自生气复合解堵降压增注技术是一项深部解堵与驱油相结合的技术，主要应用于注水井的降压增注施工。
2、多脉冲加载压裂技术。耐高温多脉冲加载压裂技术其基本原理是通过特种控制技术合理控制压裂用复合药的燃烧速度，在地层中产生多个连续加载脉冲压力，形成一定的不受地层主应力约束的径向多裂缝体系，并选择能产生较高热量的多种复合药剂，对地层产生较强的热化学作用，以达到进一步提高和改善地层渗透性的目的，从而有效降低地层破裂压力，诱导裂缝走向，为水力压裂和酸化压裂提供更为有利的地层环境。
耐高温多脉冲技术装置结构设计
I装药结构设计
该技术装置主要由1、引爆装置；2、控制点火系统；3、多种复合药型（或有壳气体发生器）等组成如图2。
图2 装药结构设计
引爆装置一般采用专用安全底火，以保证点火的可靠性；控制点火系统通过特殊设计的延时装置，控制多级点火药逐级点燃，进而控制多级复合药型的逐级燃烧，并保证多级复合药型连续燃烧，能量有序释放，满足形成多脉冲压力的要求；多种复合药型的组配要根据地层条件及用药设计原则，优化组配，保证满足技术功能及工艺要求。
II 延时点火器
高能气体压裂技术由于能量集中，释放速度快，总体能量有限，作用短，长期以来，研究人员一直探索在满足使用的条件下，尽快发挥其能量利用率，有效控制和延长压力作用时间，进一步提高压裂地层效果等问题，最后研制成全隔断式延时控制点火装置，其目的是解决多脉冲高能气体压裂技术能量控制问题，延长对地层脉冲加载压裂的作用时间。
（四）部分难注井增压注水的原因：
1、潜山区块部分地层特低渗而目前没有特别经济有效的井下处理措施；2、由于区块油藏埋深及水质因素的影响不得不考虑提压注水。3、由于井距因素。如611块井距350m。近年来，在矿场实践中发现，随着油田进入高含水期，层系调整和井网加密调整成为开发调整的重要措施。如果611块继续生产下去可能会出现累积注采比大于1，地层压力仍低于原始压力，年注采比大于1，地层压力仅保持稳定或仍呈下降趋势的反常现象。合理的解释：这里需要引入一个压力差别准数的概念。目前我们所说的地层压力，实际上指的是矿场上对油井测试，以井距之半为供油半径，采用以松I法为基础的计算方法得出的平均压力.应称为油井平均地层压力，确切地描述油层压力状态应采用压力场或压力分布的概念。既要考虑油井的地层压力，也要考虑注水井的地层压力。应用油水井间大压差的概念，某一油层的平均地层力应该介干注水井地层压力和油井地层压力之间〔但也并不是简单的折半关系〕：由等产量一源一汇径向流迭加原理，以油井为极标原点，可推导得比油水井间的压力分布关系式： 以井距之半内的线积分平均代替面积积分平均，可分别得到油水井地层压力表达式：
其压力差为：
即为油水井地层压力差别准数，在一定井网条件下，它是决定油水井地层压力差别的根本因素：这是因为：
（1）r与产液量有关，产液量越高，压力差别越大，油井压力越低。
（2）r与油层条件有关.产能系数Kh越低，压力差别越大，油井压力也相对较低。
（3）r与原油物性有关，原油粘度越高，压力差别越大，也会导致油井压力相对对较低。
（4）r还与油层中流体流动状况有关，当油层见水，油层中油水两相流动或油层脱气产生油、气、水三相流动时，表达式中的流度
应为液相总流度 即含水越高，r越小，压力差别越小：含气饱和度越高，准数越大，压力差别越大，一定产液量下，油井地层压力越低。
二、现场实验及应用情况（见表）
分别对沈611块3口水井进行井下措施处理，至目前累注11775m3。
611块注水情况统计表
井号 措施前 措施日期 措施后 目前 措施后累注量（方）
注水情况 注水情况 注水情况
压力（Mpa） 日注量（方） 压力（Mpa） 日注量（方） 压力（Mpa） 日注量（方）
前18-53 21.2 49 没处理 22.5 51 24.5 25
前18-57C 24 0 5.28 16.5 40 24 42 4086
前22-53 23.2 40 没处理 23.5 48 24.5 45
前22-57 22.5 60 没处理 21.5 59 22 58
前22-61 24 6 5.20/6.30 10 45 16 41 2411
前26-55 20 0 6.11 10 40 18.5 40 2884
小计6口 155 278 251 9381
说明：共对3口井前18-57C、前22-61、前26-55进行处理，前22-61多脉冲加载压裂因下药量不合适导致无效后用自生气复合解堵处理后能正常注水。
边台潜山通过地面设备及流程改造后，注水情况如下表
边台潜山控量注水情况统计表
分类 序号 井号 注水方式 配注（方） 注水情况 累注（方）
泵压（Mpa） 油压（Mpa） 日注量（方）
开井 1 边32-23 直注 40 25 22.5 40 11571
2 边33-26 直注 40 25 21.5 58 5039
3 边34-24 直注 40 25 21 42 7202
小计 23812
注不进关井 1 边40-26 直注 1596
合计 4口 25408
三、结论及认识
地面控量地下控压精细注水是目前恢复低渗区块注水的比较有效的手段；
自生气复合解堵降压增注技术对低渗砂岩区块比较有效；多脉冲加载压裂技术可作为自生气复合解堵降压增注的前期措施，二者结合可解决难度较大的注水井的处理问题；
潜山区块水井处理目前还没有更好的措施。
地面注水控制措施不适用于多层水驱控制。
低渗区块注水是个复杂的系统工程，需要多学科多层次多方位的认识以及相关的各个子系统的完善和技术进步的支持。
参考文献：
[1]油田注水开发综合管理 美：萨克尔著
[2]层状不均匀油层的注水开发 苏：沙尔巴托娃 苏尔古切夫
[3]油田注水开发工程方法 美：F.F.克雷格
[4]砂岩油层注水开发动态分析 方凌云 万新德
[5]改善高含水期油田开发效果实例 中国石油天然气总公司 科技发展局 开发生产局 编
[6]化学反应的酸碱理论 张承宏 潘家理 编
[7]油田注水开发设计与分析 苏：B.C.奥尔洛夫著