超低渗透油藏超前注水开井时机研究

黄战卫，李书静，林 刚 郭 兵，张天杰，李 元（长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安716009）

超低渗透油藏超前注水开井时机研究

黄战卫，李书静，林 刚 郭 兵，张天杰，李 元（长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安716009）

针对安塞油田超低渗油藏物性差、难以经济有效开发的现状，对其超前注水区油井开井时机进行了研究，在地质和渗流特征分析的基础上，从理论计算和矿场验证两个方面入手，具体提出并量化了以现场压力测试数据、累积注水量等为依据的两个主要参数，对超低渗油藏的后期开发将起到重要指导作用。

超低渗透油藏；超前注水；开井时机

超低渗透油藏主要是指渗透率小于1.0×10－3μm2、埋深2000m左右、单井产量较低、过去难以经济有效开发的油藏。安塞油田超低渗油藏开发在精细地质研究的基础上，前期主要通过优化井网形式、储层改造、超前注水等技术手段来实现该类油藏的合理有效动用，而超前注水区油井合理的开井时机对提高油井产能恢复程度及保持含水率的稳定有着十分重要的现实意义。

1 超低渗透油藏地质特征

安塞油田目前开发的超低渗油藏位于已开发老区边部，主要分布在坪桥及王窑区，砂体发育上表现为厚度变薄，且存在着部分层位的砂体尖灭现象，油层物性变差，平均油层厚度仅11.3m，含油饱和度47.8%，与开发老区相比，油层厚度减小了23.5%，含油饱和度下降了10.7%，孔隙度变化不明显，渗透率总体呈下降趋势。以王窑老区为例，该区受控于安塞三角洲前缘水下分流河道相沉积格局，砂体展布方向为北东－南西向，主力油层长61厚度平均12.7m，含油饱和度54.0%，空气渗透率2.29×10－3μm2，说明该区长61储层为特低渗透储层，储层物性差。目前边部已开发的超低渗区油层平均厚度仅10.9m，含油饱和度47.0%，渗透率（0.21～1.34）×10－3μm2，相对已开发王窑老区，均呈明显下降趋势。

2 超低渗透储层渗流特征

超低渗储层与已成功开发的低渗、特低渗储层差异明显，前者表现为储层颗粒细小、孔隙结构复杂、物性更差（表1），且随渗透率的降低，启动压力梯度和压力敏感系数快速上升，非达西流特征明显，对油田开发效果影响明显。以王窑区西南塞X井区为例，储层岩性仍以灰绿色细中粒长石砂岩为主，但细砂含量相对老区的72.2%增加到83.36%，中砂含量从9.9%下降到6.51%，岩性更为致密，孔隙类型从原生粒间孔和岩石溶孔演变为溶孔－粒间孔、微孔为主，面孔率从6.0%下降为3.94%，孔隙结构类型属小孔隙、细微喉道型，毛管压力曲线平台段不明显，以陡斜式为主，排驱压力和中值压力都有所增大，孔渗性相对老区有所变差，从而使非达西渗流特征更加明显。安塞油田长6特低渗油藏启动压力梯度约为0.0174～0.023MPa/m，而超低渗油藏启动压力梯度已增加到0.11MPa/m，与开发老区相比，渗透率降低了2倍，启动压力梯度增加了5倍，压力敏感系数增加0.6倍，储层渗流能力变差，注水开发的难度和渗流阻力增大［1］。

表1 王窑开发老区与边部超低渗开发区孔隙结构对比表

3 超前注水开井时机研究

目前国内外广泛采用超前注水技术，降低或者避免因地层压力下降造成的储层伤害［2］，来达到提高油藏开发效果的目的，而矿场实践过程中，超前注水油井的开井生产时机是采油单位关注的重要问题，合理的开井时机能保证投产时油井单井产能高，稳产时间长，综合含水平稳。

对于超低渗油藏而言，通过建立有效的压力驱替系统是实现这一目标的关键，而现场测试的地层压力资料最能直观反映油层能量的保持状况：压力低，投产油井产量低；压力高，投产油井易见水。而根据地层孔隙压缩系数的定义，地层压力不同，提高相同的压力保持水平时压力差不同，因此，理论上需要注入的孔隙体积倍数或累积注水量也不同。综合上述两种因素，超低渗油藏超前注水区以合理的压力保持水平作为决定油井开井投产的直接因素；考虑到实际注水中，非油层段砂层也要吸水，而模拟中的注水量全部注入到目的层［2］，累积注水量则作为间接因素进行考虑。

3.1 合理压力保持水平的确定

超低渗储层具有明显的非达西渗流特征，当地层压力恢复程度不同时，压力梯度分布不同。当最小驱替压力梯度大于启动压力梯度时，该压力为该储层条件下的合理压力［3］。根据超低渗油藏不稳定渗流模式和压力分布规律，考虑流体运动方程和边界条件，最终得到压力保持水平与渗透率的计算公式［3］：

式中，ηs为地层压力保持水平，%；Ko为岩心绝对渗透率，10－3μm2。

根据式（1），理论上渗透率越低，超前注水需要保持的压力水平越高，计算出王窑超低渗开发区理论合理压力保持水平为125.7%～158.7%；而坪桥超低渗区块与已开发老区渗透率基本接近，计算出的理论合理压力保持水平为129.1%。但从已开发老区50口油井的生产动态与压力资料对比分析，以60%、80%、100%、120%的压力保持水平为界限进行压力分级，随着压力保持水平的升高，单井产能逐渐升高，含水下降。当压力保持水平超过120%时，含水呈直线上升趋势，单井产能呈下降趋势，由此可见地层压力保持水平过高，会加剧层间矛盾。随着开采时间的延长，高压区容易出现高含水、高液量，采液指数虽有所提高，但无效注水大幅提高，对油藏后期开发具有严重不利影响，因此合理开井时机应选择在压力保持水平为100%～120%时，单井产能可达到最高，油井见效后可恢复到投产的71.5%，而且含水较低，达到较好开发效果。

3.2 累积注水量的确定

考虑到超低渗油藏分布区域物性的差异性，因此，需要注入的孔隙体积倍数或累积注水量受物性和地层压力的双重控制［3］，在同样的地层压力下，物性越差，所需注入的孔隙体积倍数越大（图1）。

图1 不同渗透率下注入孔隙体积与原始地层压力关系

三叠系油藏不同注水时机数值模拟结果显示，随着渗透率的降低，要提高相同的压力差，在相同的注水强度下，超低渗油藏需要注水的时间越长（图2）。并且，随着超前注水时间延长，累积注入体积增大，单井产量呈直线上升，但在地层压力保持水平达到120%，累积注水量达到0.48Vmax（Vmax为地层的最大注水量）时，单井产量递增幅度最大（图3）［1］。

图2 不同渗透率下注水时机与原始地层压力关系

图3 不同注入时机单井产量曲线

在现场实施过程中，因为储层的非均质性或微裂缝等因素的存在，注水有效性仍是一个不容忽视的问题，此类现象在坪桥超低渗区表现得尤为突出，由于微裂缝的存在，已开发老区局部注采比高达5.0，主向油井高压见水，侧向油井压力保持水平仅为70.0%～80.0%，所以在矿场实践过程中，实际注水量应大于模拟注水量，超前累积注水量以0.48Vmax为最低界限［3］。

4 应用效果

根据长庆油田近几年超前注水的矿场分析研究和安塞油田超低渗油藏开发实际，为防止微裂缝开启，超前注水区注水强度应控制在1.5～3.0m3/（d·m）以内，具体到不同的超低渗开发区，要达到100%～120%的合理压力保持水平，王窑超低渗开发区注水强度选择3.0m3/（d·m），坪桥区块注水强度选择1.5m3/（d·m），注水量达到1360～1460m3时采油井投产效果最佳。2008年坪桥超低渗区超前注水区7口油井压裂试油后直接进行压力恢复测试，压力平均保持水平118%，开井生产后初期单井产能1.84t，含水20.4%，已达到老区投产初期平均单井产能的85.6%。同时随着累积注水量的增大，单井产能也呈明显的上升趋势，如王窑超低渗区油井王34－X井，对应注水井超前注水4个月，累积注水量2400m3，投产后该井单井产能保持在2.0t左右，且稳产时间长。

5 结 论

1）现场测试的地层压力资料能直观反映油层能量的保持状况，结合理论计算和现场油井动态反应，超低渗开发区压力保持水平在100%～120%，单井产能达到最高，含水相对平稳，开发效果较好，压力监测资料可作为油井开井生产时机选择的直接决定因素。

2）压力的变化与累积注入量密切相关，但考虑到储层的非均质性或微裂缝等因素的存在，因此后者可作为超前注水开井时机选择的间接因素进行考虑。

3）数值模拟结果显示，在地层压力保持水平达到120%、累积注水量达到0.48Vmax，单井产量递增幅度最大。结合安塞油田实际，在防止微裂缝开启的前提下，超前注水区注水强度控制在1.5～3.0m3/（d·m）以内，计算理论注水量达到1360～1460m3时采油井投产效果最佳，实际注入量应大于这一理论值。

［1］李忠兴，赵继勇，李宪文，等，超低渗透油藏渗流特征及提高采收率方向［J］.辽宁工程技术大学学报（自然科学版），2009，28（S1）：5～7.

［2］王瑞飞，宋子齐，何涌，等.利用超前注水技术开发低渗透油田［J］.断块油气田，2003，10（3）：43～45，75.

［3］王道富，李忠兴，赵继勇，等.低渗透油藏超前注水理论及其应用［J］.石油学报，2007，28（6）：78～81，86.

TE348

A

1000－9752（2010）05－0308－03

2010－05－27

黄战卫（1976－），男，2000年西南石油学院毕业，工程师，现主要从事采油工艺工作。

［编辑］ 萧 雨