特低渗透油藏超前注水参数的确定

袁尚金

（中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163853）

特低渗透油藏大多属于敏感性油藏，随着地层流体的采出，地层岩石的有效覆压将下降，岩石发生变形，引起地层孔隙度和渗透率下降，这种变化过程是不可逆的，后期注水不可能完全恢复。实践证明，超前注水可以在一定程度上补充地层能量，提高地层压力，防止地层压力下降造成的储层物性变差，提高注水波及体积，提高单井产量，实现良好的综合效益。但超前注水参数的定量确定有待进一步探讨。为此，笔者以大庆外围龙西地区塔283－1和塔28－1区块为例，研究确定了特低渗透油藏的超前注水参数。

1 塔283－1和塔28－1区块概况

塔283－1井区有4口井:塔283－1井钻遇有效厚度10.2m／9层；古龙256－153井钻遇有效厚度21.7m／15层，平均孔隙度为13.3%，平均渗透率4.02mD；塔36－4井钻遇有效厚度10.7m／7层，射开有效厚度8.4m，压后抽汲日产油3.05t；塔284－2井钻遇有效厚度8.4m／8层，射开有效厚度7.2m，压后抽汲日产油12.07t。

塔28－1井区有2口井:塔28－1井钻遇有效厚度19.7m／11层；与之相邻的塔282－1井钻遇有效厚度16.8m／12层，该井没有岩心分析的物性资料，测井解释平均孔隙度13.6%，平均渗透率4.98mD，该数据可以作为物性分析的参考条件，射开有效厚度11.4m，压后抽汲日产油9.3t。

塔283－1和塔28－1区块相关地质参数见1。

表1 龙西地区塔283－1、塔28－1区块相关地质参数表

2 合理地层压力保持水平

对于特定储层，根据不稳定渗流数学模型，改变地层压力和对应的稳定时间，可得到超前注水结束后注水井和采油井之间的地层压力和压力梯度分布。地层压力恢复程度不同，压力梯度不同 （见图1）。当最小驱替压力梯度大于启动压力梯度时，该压力为该储层的合理压力。即超前注水阶段储层地层压力要达到的水平最低为建立启动压力梯度需要的压力水平［1］。

对以上建立最低启动压力梯度的室内实验剖面回归，得到保持合理压力水平的计算公式为:

式中，ηs为合理地层压力保持水平，%；K0为储层渗透率，mD。

塔283－1、塔 28－1区块的平均渗透率为1.5mD，计算ηs＝123.9%。原始地层压力为24.8MPa，地层压力提高23.9%时，超前注水增加的地层压力为5.93MPa。

图1 不同压力保持水平下的压力梯度剖面

3 超前注入量

地层压力保持水平是由注水量来维持的，确定了所需的地层压力保持水平，利用物质平衡方程的方法就可以计算超前注水的累积注入量［2］:

式中，Np为累积产油量，超前注水时指地质储量，104t；Bt为目前压力下的油气总体积系数；Wp为累积产水量，超前注水时为0；Bw为水的体积系数；N为地质储量，104t；Boi为原始压力下的总体积系数；Co为地层原油的有效压缩系数，1／MPa；Cw为地层水的有效压缩系数，1／MPa；Swi为束缚水饱和度；Cf为地层岩石的有效压缩系数，1／MPa；ΔP为压差，MPa；We为累积天然水侵量，104m3；Wi为累积注水量，104m3。超前注水时注水阶段，Np、Wp及We均为0，物质平衡方程可转化为:

则累积超前注水量为:

塔283－1、塔 28－1 区 块 中，N ＝ 293.43×104t，Boi＝ 1.165，Bw＝ 1，Cw＝ 4.4×104／MPa，Co＝12.6×10－4／MPa，Cf＝6.05×10－5／MPa，地层压力提高时为ΔP＝负值，塔283－1、塔28－1区块ΔP＝－5.93MPa，计算出地层压力提高5.93MPa时累积注入量为4.0277×104m3。

4 最高注入压力

低渗透油藏注水压力过低，地层能量得不到充分补给，影响油井产能和采油速度。但注入井压力过高会引起储层岩石蠕动，造成套管损坏，还有可能使地层破裂，注入水突进，平面波及系数下降，影响最终开发效果。

常规砂岩油藏合理注水压力界限按如下公式计算［3］:

式中，pfman为注水井最高注入压力，MPa；pf为油层破裂压力，MPa；ptL＋pmc为油管摩擦压力损失和水嘴压力损失，取0.5MPa；Δpi是为防止超破裂压力而设定的保险压差，取1.0MPa；Dw为平均流体密度，g／cm3；H为油层中部深度，取2105m。

塔283－1、塔28－1区块中，统计得到pf＝0.023 H ＝48.42MPa，Δpi＝1.0MPa，ptL＋pmc＝0.5MPa，Dw＝1.0g／cm3，H＝2105m，从而计算区块井口最高允许注入压力为26.87MPa。

5 最大注入强度

在最大注入压力确定后，考虑启动压力梯度影响时，注水井最大注入强度公式为［4］:

式中，Imax为注水井注入强度，m3／（m·d）；K为空气渗透率，mD；PHmax、¯P分别为井底最大注入压力和平均地层压力，MPa；λ为启动压力梯度，取0.05MPa／m；A为泄油面积，m2；rw为井筒半径，0.1m；Bw为地层中注入水体积系数，取1；μw为地层水黏度，取1mPa·s。计算不同空气渗透率条件下最大注入强度，见表2。

对低渗透油藏，由于储层亲水，保持相对较低的注入强度有利于发挥高低渗透层的渗吸作用，扩大波及体积，因此，在保持注采平衡的情况下，尽量采用较低的注水强度。从区块空气渗透率分布来看，平均空气渗透率达到1.5mD，区块最大注入强度应为3.2m3／（m·d）。但区块70.3%的岩心渗透率在1mD以下，因此，区块最大注入强度为2.1m3／（m·d）。

表2 不同空气渗透率条件下最大注入强度

6 合理注水时机

在确定了超前注水期累积注水量和合理注水强度后，就可以用区块注水井数，射开厚度确定超前注水时间:

式中，D为超前注水时间，d；Wi为累积超前注水量，m3；N 为超前井数，口；I为超前注水井配注强度，m3／ （m·d）。

龙西地区塔283－1和塔28－1井区注水井数28口，平均单井射开砂岩厚度23.4m，有效厚度12.9m，日配注强度1.2m3／m，计算超前注水时间为51.2d，即1.7mon。考虑压裂夹层存无效注水及投产时率影响，确定超前注水时间3mon。

7 结语

特低渗透油藏压敏性较强，采用超前注水保持地层压力是有效开发该类油藏的有效途径。因此，超前注水参数的确定就成为超前注水的关键。笔者提出的根据最小驱替压力梯度大于启动压力梯度确定储层的合理压力，再根据物质平衡方程确定超前注入量的方法具有较好的科学性、合理性，可为科研、生产提供有效的借鉴意义。

［1］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）:65－68.

［2］寇显明，李治平，郭立波，等 .低渗透油藏定量超前注水研究 ［J］.油气田地面工程，2010，29（10）:24－26.

［3］王瑞飞，陈明强 .超前注水技术中一些参数的确定 ［J］.钻采工艺，2008，31（4）:78－81.

［4］赵静，赵泉 .低渗透分支井井网产能预测及参数敏感性分析 ［J］.西南石油大学学报 （自然科学版），2010，35（1）:36－39.