西峰油田超前注水工艺研究

赵金麟，王骁轲

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

西峰低渗油田开采过程中有着很多问题，如自然能量不能很好进行油田开采；因为自然存在的微裂缝，导致很难注水开采；存在不小的启动或驱替压力梯度；很多油井见效并不快；地层压力的分布失衡；见水后开采，将导致采油指数急剧下滑。根据非达西渗流特征和储层弹塑性变形，提出了有效的注水开发方案，提高油藏开发效率。对于未动用的低渗油田开采和油田稳产具有关键意义。

1 西峰油田地质概况

通过对西峰油田的区域位置，地质储层特征，黏土矿物特征，孔渗特征等进行调研，判断出西峰油田应当属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡区域内，属于典型的低渗油田，其中长81、长82是西峰油田的主力油层，非均质性强，渗透率低，若应用一般开采方式则会由于地层能量无法得到补充而导致采收率迅速降低，综上所述在油田开发过程中，应当选择合理的开采技术，其中注水开采是一个很好的开采技术[1-3]。

2 西峰油田超前注水渗流机理研究

2.1 西峰油田渗流机理分析

通常，低渗多孔结构有以下特征：孔隙分布不均，孔喉半径不大，孔喉比大，孔隙多变，储层比表面积较大。这些特征对储层的粘滞力，重力和毛细管力之间的关系产生显著的影响。当液体通过该结构储层时，低渗透油藏将会有更多的物化现象，原油边界层的厚度增加并且毛管力增加，以及更显著的贾敏效应，如果驱动力无法平衡毛细管力，会导致油流卡断，增加渗透阻力，降低自然生产能力，开采效率减小。

2.2 超前注水提高油藏渗流能力

超前注水技术使开采效率提高[4]，改善了水驱两相渗流特性，减小了启动压力，提高了生产压力差，改善了水驱时的黏性指进和水驱均匀性，从而提高油田开采效率。超前注水从以下几个方面提高开采效果：（1）改善渗透率；（2）降低启动压力梯度；（3）提高驱油效率；（4）减小产量递减速率；（5）超前注水技术可以保持流体渗流状况；（6）提高注水波及体积；（7）扩大注水影响范围；（8）提高单井产能。

3 超前注水工艺开采机理

3.1 超前注水开采技术机理

根据西峰油田地质情况，由于白马区没有见边底水，存在溶解性气体，储层受岩性影响。它是砂岩岩性的储层，是弹性溶解气驱动，是三低油田，不能良好的驱动，需要进行压力恢复，维持地层压力和避免石油产量的下滑，改善油井产油能力。综合西峰油田的开采状况，应该进行超前注水[5-8]。

3.2 超前注水开发技术在西峰油田中的工艺参数

3.2.1 超前注水时间的确定 从西峰油田不同时机注水的实验结果可以看出，不同注水时间有明显的差异。当超前注水时间增加时，油田累积注水量增加，油田产量呈现明显上升趋势，注水时间越长单井产量越高。从油田企业的最佳经济效益来看，注水时间不能不受控制的延长，注水时间越久，油田开采成本越高。因此，油田的低渗透性合理注水时间应在3～6个月内进行。

3.2.2 确定油田的压力保持水平界限 采用超前注水技术检测低渗透油田的压力数据，发现低渗透油田的地层压力逐渐增加，当压力值增加到某个值时，将发展成为稳定状态。当低渗透油田的地层压力保持在上升时，低渗透油田的油井产量不会呈现直线上升趋势。只有当地层压力水平达到一定高度时，低渗透油田采收率才可能达到最大值。

3.2.3 确定油田的有效注入压力 西峰油田初期实施超前注水技术时，注水压力应该较大，注水压力值却不能大于地层破裂压力，防止地层由于压力太大而形成了裂缝。根据西峰油田的开发状况，注水压力值通常低于地层断裂压力值的88%。结合西峰油田白马区的地层状态进行了实验和计算，最后得出：当注水井底压力为40 MPa时，油层破裂，其最大井口压力是20 MPa。3.2.4 确定油田的最大注入强度 西峰油田在近几年的超前注水技术的运用后，通过分析和研究，当低渗透油田注水强度不低于3.0 m3/（d·m）时，含水量迅速增加。因此，利用超前注水开发技术，应确定低渗透油田的最大注入强度，强度应维持在3.0 m3/（d·m）附近。

4 注水开发效果评价方法和指标

4.1 注水开发评价指标

根据研究区块的实际情况，确定了七项评价指标：（1）可采储量与预测采收率；（2）水驱控制程度；（3）水驱动用程度；（4）体积波及系数；（5）水驱指数；（6）存水率；（7）能量的保持和利用程度。

4.2 注水开发效果评价

4.2.1 油层均匀吸水，油井投入生产后产量快速增长分析2008年和2009年白马区注水井注水情况，2008年12月白马区有注水井82口，测得吸水剖面油井16口。2009年12月止，白马区注水井为139口，2009年测得吸水剖面油井24口，吸水厚度9.4 m，是砂层有效厚度的68%。白马区吸水厚度和吸水层数利用程度连续增加，吸水能力增强，油井投入生产后产量增加快，超前注水见效好。

4.2.2 注水见效状况总体良好 白马区块投产8个月以上的199口油井，其中158口已见效，投产就有效果的油井有30口，最长见效时间的为西22-25井，投入生产一年后才见效，绝大多数油井见效周期半年，平均为投产3个月就开始见效，效果明显。当前的含水率从见效时的2.89%上升到了当前的8.8%，日产液量也开始下降，从油井的见效方向出发，在油井各向受效，见效油井在注水井周围均匀分布，动态监测没有不正常变化，注水开发的效果较好。

4.2.3 油田恢复地层能量速度快 西峰油田白马区在利用超前注水技术后，地层压力每年都在增加，2002-2004年一直保持较高的水平。2003年18口油井测压，平均地层压力19.51 MPa，压力保持在108%左右。日产油也上升。2004年已经增加到32口井测压，平均地层压力升高到20.18 MPa，压力保持在112%，流压也升至10.42 MPa。

4.3 综合对比

通过比较可以看出，单井日产量和单井日产油量都很高，整体下滑趋势较大。超前注水井组的单井日产油量递减率小于常规注水组，但常规井组的递减率高于总体递减率。因此，超前注水可以使油田渗透性得到提高，既能提高油井产量，同时减少含水量。如果尽早注入水，油井投产后不久地层压力就会下降。然后就算注水开发，即使注入采出比例高，也难以恢复地层压力，超前注水是低渗透油田开发的重要方式，超前注水开发优势很大。

5 结论

评价西峰油田白马区超前注水工艺应用效果。超前注水技术投入使用时，油层持续吸水，采油井在注水开发后产量逐年上升，油田的地层能量快速恢复。西峰油田运用超前注水工艺，使地层压力每年均在上升，注水效果普遍较好。由于先进的注水，时间的增加，地层能量的增加，油田开发效果比天然能源和常规注水开发更好。