摘要：吳起採油廠地處鄂爾多斯盆地伊陝斜坡西部中段，目前已經進入二次採油階段，注水是我廠二次開發補充地層能量、保持油層壓力、維持油田長期高產穩產的主要手段，做好注水工作，成為我廠發展的重中之重。伴隨注水時間的加長，注水井在一定程度上出現了注水量下降，注水壓力公升高的情況。
怎麼樣才能使注水質量達標，成為我們當前注水工作中需要解決的乙個主要問題。
一、目前注水所存在的困難及分析
1.注水方向性突進
注水開發過程中，受注採井網及儲層裂縫發育情況影響，注入水沿裂縫方向上推進快，導致該方向上的油井含水率上公升快，甚至出現暴性水淹；而裂縫側向油井見效慢，隨著地下**不斷採出，側向油井地層能量不足，整個油田注水開發效果受到影響；同時，儲層的非均質性加劇了注入水的單層突破，使油層的體積波及係數降低。
2.注水井水質不合格
目前我廠採取注入清水和汙水回注來補充地層能量，由於注入水與地層流體、儲層岩石礦物不配伍，引起地層黏土礦物膨脹、分散、運移，導致儲層滲透率降低，溶於水中的礦物質、機械雜質、細菌等堵塞儲層。於是注水層吸水能力下降，注水過程中表現出注水指數降低，注水壓力逐漸公升大，注水難度加大。
3.注水工作制度不合理
注水速度超過油氣層岩石微粒的臨界啟動速度，會使岩石微粒脫落、運移、沉積，引起儲層堵塞，降低儲層滲透率。注水速度越大，堵塞越嚴重，改變注水方向和流速，堵塞也不容易消除。目前常規的增註方式是提高系統注水壓力、酸化解堵、水力壓裂解堵，但這些方法存在弊端，如水力壓裂施工費用高，酸液殘留造成二次傷害等。
針對上述問題，本廠開展了活性水壓裂工藝實驗研究，通過現場反覆試驗，探索出適合吳起油田的新型壓裂液配方體系，該體系具有配方簡單、新增劑種類少、成本低等特點，不僅可以減少常規壓裂施工費用而且可以減少凍膠壓裂液殘渣對儲層的傷害，提高壓裂改造增產效果，為油田下一步注水開發提供了有力的技術支撐。
二、活性水壓裂技術的研究
所謂的活性水壓裂，是指在壓裂過程中，用清水代替交聯凍膠，加入活性劑、殺菌劑、破乳劑、增粘劑，大排量、小砂比的代入支撐劑，提高注水井井筒附近地層導流能力，實現注水井增注目的。
活性水壓裂的核心原理是造縫和提高裂縫的有效性。活性水壓裂產生裂縫的機理主要有以下幾種：
1.地層中岩石存在天然裂縫，裂縫表面上是粗糙的，壓裂結束後，閉合不徹底，仍存在一定的縫隙，這樣就形成了一定的導流能力。
2.少量的加入支撐劑後，在裂縫中起到支撐作用。
3.壓裂過程中，由於岩石掉下來的碎屑，在裂縫中形成了自撐式的支撐劑。
4.壓裂過程中，岩石受到剪下作用力，橫向上發生相對滑移，壓裂結束後不能恢復，形成一定的裂縫。
5.常規凍膠壓裂，由於排液不完善，裂縫的導流能力受殘渣的傷害有所降低，活性水壓裂基本上不存在殘渣問題，降低對裂縫的傷害。
1.活性水壓裂技術中設計解決的問題
活性水壓裂工藝設計過程中，主要解決的問題包括壓裂液體系的構成、施工工藝的優化兩個問題。
1.1壓裂液體系構成
壓裂液的主要功能是傳遞能量和攜砂，通過壓裂幫浦對壓裂液的高壓注入和能量傳遞使油層闢開形成裂縫，並將支撐劑帶入裂縫內，形成具有一定長度和導流能力的人工填砂裂縫。因此，壓裂液的效能是壓裂施工順利實施的關鍵。我廠活性水壓裂液體系主要是在清水壓裂壓裂液體系的基礎上，做出一定的改進，目前所使用的壓裂液體系配方為：
清水+kcl1%+活性劑0.2%+殺菌性0.1%+破乳劑 0.
1%，由於長4+5、長6儲層水敏性弱，流速敏感性不強，所以在新增劑的選擇上，0.1%濃度的kcl，就可以有效壓縮使粘土膨脹的雙電層，防止粘土膨脹、運移，一定程度上增加壓裂液的粘度。水溶液的表面張力在32.
6mn/m，油水介面張力在0.13 mn/m左右時，0.2%的表面活性劑不僅能較好的降低表面張力，而且在壓裂進入地層後達到活性水驅油的效果。
殺菌劑主要是殺死清水中含有的細菌，。破乳劑脫水率達到90%，能加快油水的分離速度和分離程度，防止乳化堵塞造成的傷害。
1.2施工工藝
由於活性水壓裂針對的一般都是注水時間長，注水困難的注水井，注水井本身存在一定的結垢及堵塞，因此，我們在施工的工藝上進行了一部分改進。
首先，在壓裂施工前，對井筒進行酸洗，酸液侷限於井筒和孔眼附近，一般不進入地層或很少進入，地面不用加壓或加壓很小，用於清除井筒中的酸溶性結垢物，疏通射孔孔眼。
其次，嚴格控制現場壓裂液配置過程，確保壓裂液配置罐的清潔程度，保證壓裂清水來自地表水，配液前對配液罐進行計量，確保按比例加入各種新增劑。
最後，壓裂過程中，加大前置液用量，盡可能加大裂縫形成的長度和高度，在形成有效的裂縫後開始加砂，加砂過程中，嚴格控制好砂比，避免砂堵。
2.現場應用例項
2.1基本井況
柳6-129是勝利山一口注水井，施工層位為長6，注水孔段為：1951.5-1957.
5/6公尺，孔隙度10.87%，滲透率10.31md。
該區塊屬於低空隙度、低滲透率、低含油飽和度、低壓的岩性油藏。採用反九點注採井網進行開採，目前屬於溫和注水階段。
2.2活性水壓裂現場實施分析
施工過程中，加入鹽酸2方，進行酸洗，然後交替加入14.4方kcl10%濃度的前置液和45方kcl1%攜砂液，加砂濃度為7.5%，最高15%，施工排量為1.
6方/分鐘，共加砂5方，具體施工引數如下：
活性水壓裂施現場施工記錄（圖4-1）
常規水力壓裂現場施工記錄（圖4-2）
由施工曲線可以看出， 在同一注水層位的兩種壓裂施工過程中，加砂施工壓力相差10mpa左右，活性水壓裂施工中砂堵一次，反洗井後繼續加砂，停幫浦壓力相當。
2.3增註效果
本井施工前正常日註水量9.7/方，後註不進水，注水壓力14mpa，活性水壓裂後日注水15方/天，注水壓力10mpa。活性水壓裂有效的恢復並增加注水量，降低注水壓力。
參考文獻
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[2]黃晶. 活性水壓裂技術的油田注水管網優化研究[d]. 大慶石油學院 2009.
[3]林木. 提高注水系統效率的理論與方法研究[d]. 中國石油大學 2008
[4]陳領君. 提高油田注水系統效率理論與技術研究[d]. 中國石油大學 2010.
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