1大庆油田有限责任公司第四采油厂第五油矿维修队黑龙江大庆163000；2大庆油田有限责任公司第三采油厂一矿209队黑龙江大庆163000；3大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿北六队黑龙江大庆163000
摘要：现如今，我国的科学技术在不断的提高，注水井吸水能力的大小直接影响地层能量补给和注水受益井的产能高低，其常用吸水指数的大小表示，吸水指数既单位注水压差下的日注水量。针对注水井吸水能力下降的因素展开分析，并提出整改措施。
关键词：吸水能力；注水；措施
引言
1关于注水井吸水能力降低的几个问题的探讨
1.1吸水能力降低对水平井注水效果的影响
一般来说，吸水能力降低对水驱油藏的开发都会造成不同程度的负面效应。然而，针对不同井网和井型，在直井或水平井注水的过程中，吸水能力降低对开发效益的影响不尽相同。适当的注人量损失并不会对那些初始注人量较高的水平井造成较大影响。在水平井注水开发过程中，一定的注人量损失可起到调整吸水剖面的作用，进而提高原油采收率。应用Eclipse-100黑油模拟器对水平井注水过程中吸水能力降低的影响进行了模拟研究。模拟结果表明一定范围内的注入水漏失可使波及系数增加。从模拟结果我们可以了解到，水平井中注人量的分配是不均匀的；伴随更高的注水速率注人量增加的也越快，会造成井早期水淹；岩石中部分固体颗粒会堵塞高渗透率通道使得注水井的吸水剖面分布更合理。在注人天然水过程中由岩石颗粒的吸附作用和表层滤饼结构引起的注人量损失可使水平井的吸水剖面分布更均匀。与使用处理水进行注水开发相比，使用天然水可增加驱油效率。注人水中悬浮颗粒浓度越大，采收率的增加幅度也越大。由于储层非均质性的存在，对于渗透率等物性参数不同的区域，在开发的中后期注水效果也存在明显差异。在注水过程中，表皮系数受到注人水中颗粒的影响相应地随时间单调增加。在注水开发的中期低渗透带水侵量明显增加，高渗透带水侵量则明显减少；在注水开发的后期，表皮系数发生变化的低渗透带的波及面积将明显高于表皮系数无变化的区域。这些具体的变化都会不同程度地影响到原油采收率。由于水主要侵人高渗透带，高渗透层可使驱油的流体提前突破，并绕过留在未波及的较低渗透层的潜在产量。由于潜在的产量被绕过而波及不到，也相应增加了注水开发过程中水的分离和处理费用。不适宜的流度比会使更多的可动驱替流体绕过大量的油形成指进。一旦发生突破，由于驱替流体直接从注人井连续流向生产井，增加的产油量将很少。
1.2结垢
（1）结垢的原因外来液体与地层水不配伍。外来液体与地层水所含离子不同，浓度各异，一旦在井筒或储层中相遇，就可能形成沉淀物质而产生结垢。（2）温度和压力变化促进结垢。在油井生产过程中，由于温度和压力的变化，溶解的CO2气逸出，破坏了原始平衡而发生分解反应使碳酸氢钙变成难溶的碳酸钙盐结垢。铁离子沉淀沉淀的原因（1）PH值的改变。当PH值达到2.2时，三价铁离子以Fe（OH）3的形式开始析出；当pH值达到3.2时，则全部析出沉淀.当pH值达到7.7时，二阶铁离子Fe2+以Fe（OH）2形式析出沉淀.二者都可能堵塞储层孔隙，造成损害.（2）铁离子与油气层中硫化氢反应.由于H2S是一种还原剂如果外来的铁离子与油气层中的H2S相遇时，则发生反应形成硫化铁沉淀.
1.3与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素
主要包括：1）进行作业时，因用泥浆压井使泥浆侵入注水层造成堵塞；如注水井38-155调剖后倒注水，正注反注都不吸水，分析为地层被泥浆堵塞，用高压泵向地层挤水40m3后，倒注水后日注140m3/d。2）由于酸化等措施不当或注水操作不平稳而破坏地层岩石结构，造成砂堵；3）未按规定洗井，井筒不清洁，井内的污物随注入水带入地层造成堵塞。如注水井35-186注水正常，管注类型为偏1*2，测试队测试油管砂埋不吸水，第一次洗井水量控制在10-15m3/h左右，洗井压力10Mpa，水质由黑有油到澄清，倒正常注水后仍不洗水。第二次洗井，将排量控制在20-25m3/h左右，洗井压力10Mpa，水质由澄清到黑有砂到澄清，倒正常注水后能够完成配注。
2提高注水井吸水能力的措施
2.1当油层已经被堵塞的情况下，一般采用酸化增注、压裂增注和黏土防膨等方法进行解堵
①酸化解堵作为注水井解堵增注的重要手段，是因为酸化解堵能够解除近井地带的污染。注入水造成的地层堵塞一般分为两大类，有机物和无机物堵塞。有机物堵塞主要是细菌，细菌随着注入水进入地层后开始大量繁殖堵塞地层，其代谢产物也会对地层造成堵塞，细菌堵塞可以通过一些杀菌措施，但杀菌措施无法清除其代谢产物，细菌代谢产物主要以FeS沉淀为主，而酸处理可以有效清除FeS沉淀，所以在常规细菌堵塞的油层，常把杀菌和酸处理两种措施联合使用，这样既能起到杀菌作用又能有效的清除其代谢产物。无机物堵塞常指碳酸钙、硫化亚铁和泥质等，碳酸钙等堵塞物通常可用盐酸进行溶解，而泥质物却不溶于盐酸，但其易溶于盐酸和氢氟酸的混合酸液中，所以常规清除无机物堵塞时经常使用二者的混合酸液，偶尔也会使用磷酸和硫酸等对地层进行酸处理。②压裂作为目前各大油田增产增注的重要手段，通常可分为常规压裂和分层压裂，常规压裂主要针对注水压力高、吸水指数低层单薄油层，而对于油层较厚且层内差异性大的情况可以通过分层压裂的方式来改善层间矛盾。③目前部分油田地层粘土含量较高，所以在注水过程中应预防水敏和速敏效应，通常采用注入防膨剂的方法，粘土防膨剂包括部分无机盐类，该类防膨剂不但能够防止粘土膨胀，还能防止不膨胀的粘土发生运移，但时效较短。在实际工作中，没有一种通用的防膨剂能够适用于所有黏土，所以在使用前必须进行大量室内试验，首先将储层岩石取样磨粉，在一定压力强度下降将其加入到含有防膨剂的水中，通过观察选出重量变化最小的防膨剂配方，针对试验岩层，该类防膨剂为最佳。
2.2下调配注水量
例如：某井是一口油改水井，射开砂岩厚度10.7m，有效厚度6.7m.日配注80m3，配注注水强度为11.9m3/m•d。该井从2007年8月开始吸水能力下降，从周围的油井看，都正常生产，流压也不高，从油井地层压力来看，地层压力为8.59MPa，9.19MPa，地层压力不高。但从相带图上看，该井与周围油井的连通情况较差，因此初期吸水能力好是因为初期井组缺少注水井，地层压力低，后期由于连通差，在该井周围形成高压区，因此吸水能力下降，因此该吸水能力下降的原因是，配注偏高，初期注水速度过快，该井目前配注已经下调，可关井一段时间待该井周围压力下降后，再恢复注水。对于以上由于地层压力升高导致吸水能力下降的注水井，只需动态调整，不需要上增注措施。
2.3采出井点尽快检泵等作业，降低地层压力
例如：某井是一口笼统注水井，2004年投产，抽产后吸水状况一直不好，从2006年测得的吸水剖面资料来看，该井主要吸水层位为A层和B层两个层吸水比例达到91.72%，从相带图上看，这两个层连通井一口是低效井，从2004年以来，泵况不断，并且在2006年11月至2007年9月一年多时间一直由于待作业停机，另两口井也经常泵况高流压生产，因而造成该在投产后的不到一年时间吸水能力开始下降，而后的时间里也是吸水能力低。因此，该井吸水能力下降的原因为周围油井高流压生产，致使该井吸水能力下降。
结语
注水井吸水能力对地层能量补充至关重要，通过前期的预防措施及后期的改造方法，确保注水井达到理想的注水效果，保证油井产能，实现油田稳产高产。
参考文献：
[1]沈平平.油水在多孔介质中的运动理论与实践[M].北京：石油工业出版社，2000.
[2]孙良田.油层物理实验[M].北京：石油工业出版社，1992.