扶杨油层超前注水试验

2014-03-08大庆油田采油五厂

油气田地面工程 2014年7期

大庆油田采油五厂

扶杨油层超前注水试验

周洪怡大庆油田采油五厂

通过室内实验，对扶扬油层4口井329块岩心进行了微观孔隙结构和渗透特征研究。确定超前注水的地层压力保持水平为原始地层压力的120%左右；超前注水合理注入量为地下孔隙体积的0.024 PV。试验区通过实施超前注水，注采压力梯度达到0.055MPa/m，高于扶杨油层启动压力梯度，建立了有效驱动体系。通过实施超前注水，单井产能达到2.4 t，产油是同步注水区块的1.1倍，年递减为22.2%，与同步注水区块相比，减缓了20.5个百分点。

扶杨油层；超前注水；地层压力；注水强度；产能

1 扶杨油层特点

扶杨油层在沉积过程中受北部物源控制，物源供给不足，岩性主要为含泥长石岩屑细砂、粉砂岩，胶结类型以孔隙式、再生孔隙式、薄膜孔隙式胶结为主，填隙物以泥质和方解石为主。扶杨油层岩心样块孔隙度主要分布在10%～16%之间，空气渗透率一般在0.1～1.5mD之间，属于低孔、特低渗储层。扶杨油层流体流动性差，油层流度低，只有0.16×10-3μm2/mPa·s，开发难度很大；地层应力下的压敏指数高、渗透率恢复系数低，最高有效压力（40MPa）的压敏指数比地层应力下的压敏指数要高很多。说明在采油过程中，随着地层压力下降，地层渗透率仍然有很大幅度下降，即使注水恢复地层压力，渗透率仍然不能恢复到初始渗透率状况。

2 超前注水技术界限量化

通过室内实验，对扶扬油层4口井329块岩心进行了微观孔隙结构和渗透特征研究，系统评价了扶杨油层物性和渗流特征，确定喉道是影响扶杨油层流体性质的主要因素。通过理论研究以及数值模拟等方法，研究确定了超前注水技术界限：一是确定超前注水的地层压力保持水平为原始地层压力的120%左右；二是确定超前注水的合理注水强度为2.0m3/d·m；三是确定超前注水合理注入量为地下孔隙体积的0.024PV。

3 现场试验

（1）地层压力保持较高水平，能够建立有效驱动体系。从扶杨油层启动压力梯度与渗透率关系曲线来看，渗透率小于1mD时，启动压力梯度迅速增大，采取超前注水可提高驱动压差，有利于建立有效驱动体系。地层压力监测结果表明，目前油井端平均地层压力为18.7MPa，为原始地层压力的111.0%，水井端地层压力为27.98MPa，注采压力梯度为0.055MPa/m，高于扶杨油层启动压力梯度（0.035MPa/m），建立了有效驱动体系。

（2）保证了初期单井产能，见到了注水效果。初期平均单井日产液量5.2 t，日产油量2.4 t，含水53.8%，目前平均单井日产液量4.2 t，日产油量1.6 t，含水61.9%，投产以来阶段递减为33.3%。对试验区油井进行分析，其中有7口井与最低产量对比有注水受效显示，这部分井平均射开有效厚度9.6m，目前日产液量3.9 t，日产油量1.1 t，日产液量、日产油量上升，见到了注水效果。

（3）与常规注水对比，超前注水产量递减小。通过实施超前注水，保持地层压力稳定，能够有效提高单井产能，减缓产量递减。对比超前注水与同步注水投产后初期产量及后期递减情况，超前注水投产后日产油由3.3 t下降到2.1 t，年递减率为36.4%，同步注水区块投产后平均日产油由2.9 t下降到1.3 t，折算年递减率为56.9%，初期日产油是同步注水区块的1.1倍，年递减率相差20.5个百分点，尤其是试验区折算年递减为22.2%。