海上疏松砂巖注水井?dāng)U容增注技術(shù)研究及應(yīng)用

陳歡，于繼飛*，曹硯鋒，杜孝友，閆新江，艾傳志

1 中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京100028

2 海洋油氣高效開發(fā)全國重點實驗室，北京 100028

0 引言

渤海油田以疏松砂巖儲層為主，地層非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間矛盾比較突出。目前，渤海大多數(shù)油田以注水開發(fā)方式為主，注水水源類型復(fù)雜，清污混注比例高。隨著渤海油田開發(fā)的不斷深入，注水井近井地帶存在微粒堵塞，導(dǎo)致注水井注入壓力逐年升高，難以滿足油藏配注量要求。

為解決注水壓力過高、嚴(yán)重欠注的問題，海上油田開展了各種解堵措施[1]，包括酸化、酸壓、大修、反循環(huán)洗井以及動管柱洗井作業(yè)，其中酸化解堵作業(yè)最為常見。但多輪次酸化后增注效果變差，增注有效期越來越短，作業(yè)成本逐年增加，作業(yè)量大且易污染油層，嚴(yán)重影響了油田的正常高效生產(chǎn)。而常規(guī)壓裂技術(shù)[2]，容易發(fā)生水竄危害，成功率低、成本高，且受海上平臺空間限制，造成大量注水井無法實施作業(yè)。針對海上注水井增注需求，急需探索一種成本低、增注有效期長、作業(yè)方便的注水井增注新技術(shù)，受國外“油砂SAGD擴(kuò)容技術(shù)[3-6]”啟發(fā)，首次提出了海上注水井?dāng)U容增注技術(shù)，即通過控制注水井井口注入排量和壓力，逐級提壓使井筒與地層產(chǎn)生壓差，促使巖石發(fā)生剪切擴(kuò)容和張性擴(kuò)容，在注水井周圍產(chǎn)生一個包含無數(shù)微觀張剪裂縫網(wǎng)的高滲區(qū)域，增加注水井近井地帶儲層的孔隙度、滲透率，從而提高注水井的注入能力。

擴(kuò)容技術(shù)最早運用在加拿大阿爾伯塔地區(qū)Mc-Murray油砂[7-8]的開發(fā)中，主要解決SAGD實施過程中出現(xiàn)預(yù)熱周期長、預(yù)熱不均勻等問題。2013 年，新疆油田借鑒加拿大油砂擴(kuò)容技術(shù)的成功經(jīng)驗，在風(fēng)城油田稠油SAGD井上進(jìn)行了先導(dǎo)試驗并推廣應(yīng)用[9-12]。針對擴(kuò)容技術(shù)，國內(nèi)外學(xué)者已開展相應(yīng)的理論、室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬研究[9-15]。Rowe[16]等提出了砂土的強(qiáng)度和擴(kuò)容理論模型；Bolton[17]等總結(jié)了砂巖的擴(kuò)容角，提出了擴(kuò)容性能和臨界強(qiáng)度角的理論關(guān)系；Lin[18-21]等針對新疆風(fēng)城油田SAGD擴(kuò)容進(jìn)行巖石力學(xué)實驗和數(shù)值模擬分析，分別闡明了油砂儲層擴(kuò)容的機(jī)理及油砂儲層SAGD油藏數(shù)值模擬結(jié)果。海上注水井近井地帶堵塞與油砂兩口水平井之間的連通性很相似，但海上注水井遠(yuǎn)井筒地帶和近井地帶滲透率差異大，因此，不能單方面借鑒加拿大油砂SAGD擴(kuò)容的經(jīng)驗指導(dǎo)海上注水井解堵，需要針對海上注水井進(jìn)行巖石力學(xué)實驗、擴(kuò)容室內(nèi)模擬實驗和數(shù)值模擬分析，研究海上油田疏松砂巖地層的擴(kuò)容機(jī)理及主控因素，為注水井?dāng)U容解堵作業(yè)提供指導(dǎo)建議和方法。

1 注水?dāng)U容機(jī)理

擴(kuò)容現(xiàn)象是孔隙介質(zhì)的一種變形和微裂縫區(qū)擴(kuò)展現(xiàn)象，從微觀上看，擴(kuò)容行為可以被視為砂粒的重新排列。針對疏松砂巖質(zhì)地松軟、塑性強(qiáng)、滲透率高的巖土力學(xué)性質(zhì)，林伯韜[22]引入土力學(xué)的理念，系統(tǒng)、深入地分析了疏松砂巖儲層在微壓裂過程中的擴(kuò)容及微裂縫起裂機(jī)理，提出微壓裂為孔隙彈性、塑性變形和斷裂力學(xué)等多種力學(xué)變形的復(fù)雜力學(xué)機(jī)制，并列舉了砂粒內(nèi)嵌咬合的疏松砂巖和砂粒接觸點少或基本不接觸的疏松砂巖等兩類疏松砂巖的微觀擴(kuò)容行為。

疏松砂巖壓裂、微壓裂儲層力學(xué)變形及裂縫擴(kuò)展影響因素較多，由于各因素相互關(guān)聯(lián)且作用復(fù)雜，目前尚未具備多因素影響下刻畫裂縫擴(kuò)展規(guī)律的定量化表征。針對海上疏松砂巖注水過程，本文主要考慮孔隙彈性和塑性2 種變形機(jī)理。

疏松砂巖擴(kuò)容孔隙介質(zhì)巖體在受剪應(yīng)力或者孔隙流體壓力增加的荷載作用下，引起顆粒錯動或分開，產(chǎn)生剪切擴(kuò)容或流體壓力擴(kuò)容，形成大體積的微觀剪脹裂縫，如圖1 所示[23-24]。當(dāng)剪切擴(kuò)容發(fā)生的時候，盡管顆粒間的原始接觸位置受到了其相互滾動的擾動，砂粒仍然互相接觸；在張性破裂階段，砂粒之間相互分離而不會互相接觸。

注水?dāng)U容技術(shù)不同于常規(guī)的大規(guī)模水力壓裂，該技術(shù)通過控制井口注入排量和注入壓力，逐級提壓使井筒與地層產(chǎn)生壓差，當(dāng)井底注入壓力在最小地應(yīng)力和儲層破裂壓力之間時，會促使巖石發(fā)生剪切擴(kuò)容和張性擴(kuò)容，從而在井筒周圍形成一定規(guī)模的擴(kuò)容帶。該區(qū)域儲層厚度遠(yuǎn)大于常規(guī)線性張裂縫，在流體壓力降低后擴(kuò)容帶可繼續(xù)存在，增加注水井近井地帶儲層的孔隙度、滲透率，從而提高注水井的注入能力。

2 注水?dāng)U容室內(nèi)實驗

2.1 巖石力學(xué)參數(shù)

砂巖的變形性能通常隨著其當(dāng)前有效應(yīng)力狀態(tài)的變化而變化，高的有效應(yīng)力狀態(tài)將導(dǎo)致砂巖較低的變形能力(較高的彈性模量)；反之，在低的有效應(yīng)力狀態(tài)下，砂巖將表現(xiàn)為比較容易變形(較低的彈性模量)。采用砂土的孔隙介質(zhì)非線性彈性模型來描述弱固結(jié)砂巖的非線性彈性變形行為。

式(1)中，k為砂巖的對數(shù)體積彈性模量，無量綱；e0為砂巖的初始孔隙率，%；p0為砂巖的初始平均主應(yīng)力，kPa；p為當(dāng)前狀態(tài)的平均主應(yīng)力，kPa；為抗拉強(qiáng)度，kPa；Jel為彈性體積變形，無量綱。

巖石在受到剪應(yīng)力后的擴(kuò)容能力通常用剪脹角來衡量。在巖石力學(xué)中，剪脹角的定義為砂巖在剪切變形中體積應(yīng)變和剪切應(yīng)變的比。通常來說，擴(kuò)容發(fā)生在砂巖臨近破壞或者峰后變形，曲線在屈服后直線段的斜率就是巖石的剪脹角。

弱固結(jié)砂巖的體積彈性模量是表征材料彈性模量隨著其有效應(yīng)力狀態(tài)的變化而變化的指標(biāo)。其值越小，使材料發(fā)生彈性變形的應(yīng)力也越大，即材料剛度越大。

為了研究疏松砂巖擴(kuò)容的影響，開展巖石力學(xué)三軸實驗。實驗巖芯選取海上B油田東營組疏松砂巖，由于巖石膠結(jié)疏松，巖石強(qiáng)度低，為獲取高質(zhì)量實驗用巖芯，實驗采用了液氮取心的方式，擴(kuò)容實驗所用儀器為GCTS公司的巖石樣機(jī)。選取有效圍壓0.1 MPa、0.5 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa，孔壓為0，測試環(huán)境溫度為25 ℃，獲得在不同圍壓下的應(yīng)力應(yīng)變曲線和體積應(yīng)變曲線和在不同圍壓下的剪脹角，如圖2、圖3 和表1 所示。其中，體積應(yīng)變正值代表壓縮，負(fù)值代表膨脹。

表1 海上東營組砂巖彈性模量和剪脹角Table 1 Elastic modulus and dilatancy angle of Dongying formation in offshore oilfield

圖3 疏松砂巖巖芯在不同圍壓下的體積應(yīng)變曲線Fig.3 Volumetric strain curve of unconsolidated sandstone core under different confining pressures

如圖2 和圖3 所示，分別為人造巖芯A1、A2、A3 和A4 在不同圍壓條件下的三軸實驗。在0.1 MPa、0.5 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa圍壓下，人造巖芯A1、A2、A3 和A4 的對數(shù)體積彈性模量分別為0.0056、0.0043、0.0065 和0.0058，剪脹角分別為55°、57°、43°和58°，對應(yīng)的最大體積應(yīng)變分別為5.2%、6.0%、8.0%和6.5%。在0.5 MPa圍壓下，巖芯A2 的對數(shù)彈性模量為0.0043，小于其它巖芯的對數(shù)體積彈性模，呈現(xiàn)高達(dá)8.0%的體積擴(kuò)容量。由此可見，在低圍壓條件下疏松砂巖具有較強(qiáng)的剪脹效應(yīng)。同時，在該圍壓下的剪脹擴(kuò)容量隨軸向形變的增加而增大。因此，現(xiàn)場可通過不間斷注水使井壁周圍區(qū)域有效圍壓降低，進(jìn)而降低圍壓達(dá)到擴(kuò)容的效果；或者根據(jù)地層埋深逐級提高相應(yīng)的注入壓力，從而使疏松砂巖儲層產(chǎn)生較大軸向形變來增強(qiáng)擴(kuò)容效果。

根據(jù)海上東營組疏松砂巖彈性模量和剪脹角計算結(jié)果，見表1，東營組砂巖對數(shù)體積彈性模量在0.0043～0.0065 之間，平均對數(shù)體積彈性模量為0.0056，遠(yuǎn)小于加拿大Athabasca油砂彈性模量0.009，砂巖剛度大，砂巖比較容易變形；東營組砂巖剪脹角在43°～58°之間，平均剪脹角為53°，遠(yuǎn)大于加拿大Athabasca油砂剪脹角(40°～45°)，容易產(chǎn)生擴(kuò)容。綜上所述，海上油田疏松砂巖儲層中具備注水?dāng)U容增注技術(shù)的應(yīng)用基礎(chǔ)。

2.2 擴(kuò)容模擬實驗

通過水力擴(kuò)容室內(nèi)實驗?zāi)M現(xiàn)場注水井井筒注水?dāng)U容工況，研究不同排量、壓力下擴(kuò)容區(qū)的發(fā)展，實驗巖芯樣品采用直徑50 mm、高度100 mm的人造巖芯。實驗前，在人造巖芯的頂部鉆直徑10 mm、深度50 mm的圓孔來模擬直井井眼，采用高強(qiáng)度樹脂來密封注入管線和樣品上方注入孔之間的間隙，擴(kuò)容室內(nèi)實驗裝置示意圖[24]如圖4 所示。

圖4 水力擴(kuò)容實驗示意圖[24]Fig.4 Schematic diagram of hydraulic dilation experiment[24]

在注水?dāng)U容過程中，采用柱塞泵對巖芯樣品施加圍壓，注入泵按照給定的壓力、排量條件進(jìn)行水力擴(kuò)容實驗。水力擴(kuò)容模擬實驗的過程包括巖心加工、擴(kuò)容設(shè)備安裝、擴(kuò)容裂縫形態(tài)、擴(kuò)容壓力排量曲線，采用CT成像技術(shù)對實驗后巖芯進(jìn)行掃描，研究不同流速、不同地應(yīng)力及應(yīng)力預(yù)處理對擴(kuò)容裂縫形態(tài)的影響，實驗結(jié)果如圖5 至圖7 所示。

圖5 不同流速對流體擴(kuò)容區(qū)的影響(相同應(yīng)力條件圍壓5 MPa、偏應(yīng)力5 MPa)Fig.5 Influences of dilation area on different fluid flow rates(Same stress condition: confining pressure 5 MPa,deviatoric stress 5 MPa)

從圖5 可以看出，慢速注入有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)，高速注入容易形成單縫。在地層剪應(yīng)力作用下，慢速注入時，巖芯內(nèi)部的孔隙壓力的升高比較緩慢，使其應(yīng)力狀態(tài)有一定的時間來調(diào)整，有利于復(fù)雜縫網(wǎng)區(qū)的發(fā)育。高速注入時，單縫擴(kuò)展容易突破蓋層的限制，溝通斷層，造成地質(zhì)事故，現(xiàn)場施工中應(yīng)該避免。大部分相對高速的注水導(dǎo)致實驗失敗，其原因就是形成了簡單的裂縫而導(dǎo)致實驗失控。

從圖6 可以看出，高地應(yīng)力各向異性有利于復(fù)雜縫網(wǎng)區(qū)的發(fā)育。這是由于原地應(yīng)力差異大時，地層原始剪應(yīng)力就較高，當(dāng)注水使孔壓提高時，地應(yīng)力狀態(tài)更容易向著巖石屈服面(即剪切擴(kuò)容開始)靠近，即更容易產(chǎn)生剪切裂縫。

圖6 不同地應(yīng)力各向異性對擴(kuò)容區(qū)形態(tài)的影響(相似注入排量2.0～2.5 ml/min)Fig.6 Influences of dilation area on different different in-situ stress anisotropy (Similar injection rate: 2.0～2.5 ml/min)

從圖7 可以看出，以低于最小主應(yīng)力的恒定壓力進(jìn)行應(yīng)力預(yù)處理有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)，即通過低速，高壓注水或者水力震蕩的方式，提高注水井井周的孔隙壓力，改變其地應(yīng)力狀態(tài)，清除井周堵塞。由于預(yù)處理提高了注水井周圍地層的孔隙壓力，并改變了注水井周圍巖石的微觀結(jié)構(gòu)，降低了注水井周圍巖石的抗張強(qiáng)度。因此，應(yīng)力預(yù)處理有利于降低擴(kuò)容區(qū)起裂壓力，促進(jìn)擴(kuò)容區(qū)的發(fā)展，圖7(a)采用應(yīng)力預(yù)處理后形成了復(fù)雜的縫網(wǎng)，而圖7(b)未采用應(yīng)力預(yù)處理只產(chǎn)生了單裂縫。

圖7 預(yù)處理壓力對擴(kuò)容區(qū)形態(tài)的影響(相同應(yīng)力條件圍壓15 MPa、偏應(yīng)力15 MPa)Fig.7 Influences of dilation area on pretreatment pressure (Same stress condition: confining pressure 15 MPa, deviatoric stress 15 MPa)

3 注水?dāng)U容數(shù)值模擬

3.1 有限元模擬

通過擴(kuò)容數(shù)值模擬可以預(yù)測現(xiàn)場擴(kuò)容施工作業(yè)中擴(kuò)容區(qū)的擴(kuò)展范圍、擴(kuò)容壓力和排量等施工參數(shù)，優(yōu)化水力擴(kuò)容施工方案。注水?dāng)U容數(shù)值模擬采用流—固—熱耦合軟件，根據(jù)巖石力學(xué)擴(kuò)容工藝要求劃分網(wǎng)格，偏微分控制方程如下。

式(2)中，σ為總應(yīng)力張量，kPa；k為巖石滲透率，×10-3μm2；μ為 流 體 粘 度，mPa·s；φ為 巖 石 孔 隙度，%；βP和βT為流體在壓力和熱力作用下的壓縮系數(shù)，無量綱；εv為固相體積應(yīng)變，%；kT為熱傳導(dǎo)系數(shù)張量，W/K；cT為介質(zhì)的熱容系數(shù)，無量綱；b為重力，N。

疏松砂巖擴(kuò)容模擬可以分為固體部分和流體部分，為了正確描述疏松砂巖儲層的擴(kuò)容性狀，采用Drucker-Prager塑形模型描述疏松砂巖的彈塑性變形。

式(3)中，p為平均有效主應(yīng)力，kPa；q為偏應(yīng)力，kPa；pt為抗拉強(qiáng)度，kPa；β為摩擦角，°；d為粘聚力，kPa。

針對疏松砂巖的拋物線性D-P模型的材料參數(shù)，采用非線性彈性模型來模擬弱固結(jié)砂巖的彈性剛度對應(yīng)力的敏感性，流體滲流部分的本構(gòu)關(guān)系采用非線性滲透率模型。

為了準(zhǔn)確模擬海上疏松砂巖變形特征及擴(kuò)容效果，建立了疏松砂巖注水井的耦合有限元模型，如圖8 所示。其中，有限元模型尺寸為2000 m×2000 m，可視為在無限大的地層模型中的注水井模型，注水井直徑為20 cm，注水段的射孔高度為20 m，減少了邊界條件對注水井的影響。有限元模型采用海上東營組儲層物性參數(shù)及巖石力學(xué)特征參數(shù)，見表2。其中，儲層物性及地應(yīng)力參數(shù)均為室內(nèi)實驗及現(xiàn)場測試結(jié)果，能夠真實反映儲層地質(zhì)條件及巖石力學(xué)特征。

表2 有限元計算巖石變形參數(shù)取值Table 2 Rock deformation parameters of FE calculation

注水?dāng)U容過程中形成的擴(kuò)容區(qū)形態(tài)隨著時間的變化如圖9 所示，“VOIDR”為孔隙率，初始值是0.3333。按照滲透率增量，定義地層滲透率增加20%的區(qū)域截面積為擴(kuò)容區(qū)。擴(kuò)容區(qū)分為張性擴(kuò)容區(qū)和剪切擴(kuò)容區(qū)，當(dāng)擴(kuò)容區(qū)內(nèi)張應(yīng)力大于砂巖抗張強(qiáng)度產(chǎn)生的擴(kuò)容區(qū)為張性擴(kuò)容區(qū)。

圖9 注水過程擴(kuò)容區(qū)隨不同時間的變化Fig.9 The dilation area changes with different time during the water injection process

從圖9 中可以看出，擴(kuò)容區(qū)可以近似為長條形橢圓，其中，橢圓的長軸平行于地層最大主應(yīng)力方向，短軸平行于地層最小主應(yīng)力方向；擴(kuò)容區(qū)為一個大體積的高孔隙度區(qū)域；在注水?dāng)U容過程中，砂巖地層會同時產(chǎn)生剪切擴(kuò)容和張性擴(kuò)容，即擴(kuò)容區(qū)內(nèi)剪裂縫和張裂縫共存。

在注水?dāng)U容的過程中，擴(kuò)容首先從巖石的剪切破壞開始，即最先產(chǎn)生剪切擴(kuò)容，這時砂粒之間還相互接觸。當(dāng)注水壓力繼續(xù)升高超過局部的應(yīng)力條件時，砂粒之間相互脫開而形成張性微裂縫，即產(chǎn)生張性擴(kuò)容。圖10 中灰色區(qū)域為注水井周圍的張應(yīng)力區(qū)。

圖10 注水井周圍的張應(yīng)力區(qū)(“S22”是有效垂向應(yīng)力，灰色為張應(yīng)力區(qū))Fig.10 Tensile stress area around the injection well (S22 is effective vertical stress, the gray area is the tensile stress area)

3.2 敏感性分析

為了測試砂巖巖石力學(xué)參數(shù)、儲層初始條件等對注水?dāng)U容效果的影響，在上述基礎(chǔ)模型之上開展了油藏埋深、地層滲透率、抗剪強(qiáng)度等數(shù)值模擬敏感性分析，數(shù)模參數(shù)選取表2 所示地應(yīng)力梯度，其中，垂向應(yīng)力梯度Sv=22.5 kPa/m，最小水平主應(yīng)力梯度SHmin=15.0 kPa/m，最大水平主應(yīng)力梯度SHmax=19.0 kPa/m。

(1)油藏埋深

油藏埋深影響地層的初始地應(yīng)力狀態(tài)。開展了在不同油藏埋深(埋深1800 m、2200 m和2600 m)注水?dāng)U容區(qū)面積隨注水時間的變化，如圖11 至圖13 所示。其中，摩擦角=58°，剪脹角=51°，滲透率=0.5 μm2。

圖11 不同油藏埋深對注水?dāng)U容壓力的影響Fig.11 Influence of different reservoir buried depth on dilation pressure during water injection

從圖11 可以看出，擴(kuò)容壓力是在地層的最小主應(yīng)力39 MPa和最大主應(yīng)力57.2 MPa之間，油藏埋深越淺，注水?dāng)U容壓力越低。從圖12 和圖13 可以看出，擴(kuò)容區(qū)的面積隨著注水?dāng)U容時間的增加而增大；在同樣的擴(kuò)容注水量條件下，油藏埋深越淺，地層的平均有效應(yīng)力低，初應(yīng)力點離地層的破壞線近，容易擴(kuò)容，注水?dāng)U容面積越大。

圖12 不同油藏埋深對注水?dāng)U容區(qū)形態(tài)的影響Fig.12 Influence of different reservoir buried depth on dilation shape during water injection

圖13 不同油藏埋深對注水?dāng)U容面積的影響Fig.13 Influence of different reservoir buried depth on dilation area during water injection

(2)地層滲透率

開展在不同地層滲透率(初始滲透率0.1 μm2、0.3 μm2和0.5 μm2)下，注水?dāng)U容區(qū)面積隨注水時間的變化對擴(kuò)容區(qū)的影響，如圖14 至圖16 所示。其中，摩擦角=58°，剪脹角=51°，油藏埋深=2600 m。

圖14 不同地層滲透率對注水?dāng)U容壓力的影響Fig.14 Influence of different formation permeability on dilation pressure during water injection

從圖14 可以看出，地層滲透率越低，注水?dāng)U容壓力越高；剛開始注水?dāng)U容壓力高于最小主應(yīng)力，低于最大主應(yīng)力，15 h后超過最大主應(yīng)力值。從圖15 和圖16 可以看出，在0.1～0.3 μm2范圍內(nèi)，擴(kuò)容區(qū)的面積隨著注水?dāng)U容時間的增加而增大；在相同的注水量條件下，地層滲透率越大，孔壓增大能夠波及到的距離越遠(yuǎn)，擴(kuò)容面積越大。

圖15 不同地層滲透率對注水?dāng)U容區(qū)形態(tài)的影響Fig.15 Influence of different formation permeability on dilation shape during water injection

圖16 不同地層滲透率對注水?dāng)U容面積的影響Fig.16 Influence of different formation permeability on dilation area during water injection

4 注水?dāng)U容現(xiàn)場試驗

海上B油田在2016 年對8 口注水井嘗試進(jìn)行了注水?dāng)U容技術(shù)現(xiàn)場試驗，均取得了良好的效果，如表3所示。其中5 口注水井注水量大幅度提高，注入壓力保持不變或略有降低；3 口注水井注水壓力顯著降低，注水量略有升高或基本不變；8 口注水井視吸水指數(shù)提高倍比在1.5～3 之間，其中80%注水井增加倍比在2 倍范圍內(nèi)，擴(kuò)容增注有效期大部分在173 天至368天不等。

表3 海上B油田高壓注水?dāng)U容效果對比Table 3 Comparison of water injection capacity applying high pressure dilation in offshore oilfield B

擴(kuò)容增注技術(shù)相對常規(guī)酸化波及范圍廣，能有效提高注水井的注入能力。以注水井B16 效果最為顯著，視吸水指數(shù)增加接近3 倍，注水量大幅度升高，目前仍在有效期范圍內(nèi)。根據(jù)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明8 口注水井降壓增注效果顯著，8 口注水井?dāng)U容增注施工后注水量提高10%～240%之間，注水壓力平均下降幅度在5%～50%之間。

5 結(jié)論與建議

(1)海上油田疏松砂巖適用注水?dāng)U容增注技術(shù)，首次在海上油田進(jìn)行注水井?dāng)U容增注現(xiàn)場試驗，取得了良好的應(yīng)用效果，可以提高注水井注入能力，延長增注有效期，具有推廣應(yīng)用前景。

(2)慢速注水?dāng)U容有利于復(fù)雜縫網(wǎng)區(qū)的發(fā)育，高速注水容易形成單一張裂縫；以接近最小主應(yīng)力的恒定壓力進(jìn)行應(yīng)力預(yù)處理有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。高地應(yīng)力各向異性有利于復(fù)雜縫網(wǎng)區(qū)的發(fā)育，以低于最小主應(yīng)力的恒定壓力進(jìn)行應(yīng)力預(yù)處理有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

(3)擴(kuò)容區(qū)呈長條狀擴(kuò)展，擴(kuò)展方向垂直于最小主應(yīng)力方向，在擴(kuò)容區(qū)內(nèi)剪裂縫和張裂縫共存，一般為大的剪切破壞區(qū)內(nèi)包含很小的窄帶狀張性區(qū)。在注水?dāng)U容過程中，剪切擴(kuò)容最先產(chǎn)生，當(dāng)注水壓力超過局部應(yīng)力條件時，張性擴(kuò)容產(chǎn)生。

(4)在相同的注水?dāng)U容條件下，油藏埋深越淺，地層滲透率越大，擴(kuò)容壓力越低，剪脹擴(kuò)容面積越大。擴(kuò)容增注技術(shù)相對常規(guī)酸化波及范圍廣，能有效提高注水井的注入能力。