低渗透油藏超前注水技术实践与应用

王云梅 李永宏 余彩艳 任培荣

摘要：针对低渗透、低丰度油藏递减快、稳产难、采收率低的特点，采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上进行井网优化设计，应用储层整体改造技术保证油井产能发挥，及时油藏监测、动态跟踪评价及注水方案调整保证注采关系协调，经试验区块18个月的生产实践，与相邻的储层性质相同的区块对比，开发同期超前注水区块平均单井产能是滞后注水区块的2.3倍。超前注水开发试验的成功，对同类油田或区块的开发具有指导意义。

关键词：低渗透油藏;超前注水;井网优化;压裂技术

近年来，随着勘探程度的逐步深入及油层改造工艺技术的不断提高，低渗、特低渗油田发现的个数及规模不断扩大，从吉林油区石油储量现状看，探明储量及未动用储量中均以低渗、特低渗为主。而且根据石油资源评价结果及勘探规划来看，今后提交的探明石油地质储量也将以低渗、特低渗储量为主。

在借鉴国内外同类油藏开发的经验基础上，摸索出适合吉林油区油藏特点的超前注水开发模式，对今后未动用低渗油藏储量的有效开发和油田持续发展具有重要的战略意义。

1  超前注水技术的机理

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，经过一定时间的注水，使地层压力上升至高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统，油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后，油井投产并保持这种状态下开采的开发方式。

从国内外超前注水所取得的认识来看，超前注水技术开发有如下特点：

（1）可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量。

（2）降低因地层压力下降造成的渗透率伤害。

（3）有利于提高油相相对渗透率。

（4）超前注水有利于提高最终采收率。

2  超前注水技术的实践与应用

近几年在新立北地區先后开发了新214、新228等低渗透低丰度区块，投产后初期单井产量较高，但递减较快、稳产难度大，为了解决这一矛盾，改善开发效果，在新立油田北部未动用储量中选出具有代表性的新119区块，在油藏研究、井网优化和储层改造技术基础上，开展超前注水开发试验，以提高同类油藏开发水平。

2.1 开展油藏研究工作，为井网优化提供地质基础

新119区块位于新立油田穹隆背斜的北部，西邻214区块，南与228区块相连。通过新立北地震、钻井、沉积微相研究结果表明，区块储层以河道沉积为主，横向变化大，由于距沉积物源较远，砂体发育程度较差，油藏控制因素以岩性为主，区块目的层以扶、杨油层为主，主力油层为8、10、13、15号小层。根据邻区取芯井物性资料分析，储层平均孔隙度12.9%，平均渗透率1.22×10μm²。构造形态是一个向西北倾没的单斜构造，其中断层相对油田主体部位不发育。根据油藏控制因素综合分析认为在新立北地区构造对油藏控制作用不明显，岩性、物性对油气有明显的控制作用。

2.2 优化井网设计，寻求适合储层发育特点的井网

在油藏研究基础上，对该地区进行油藏数值模拟评价工作，确定适合于该区储层发育特点的井网。

2.2.1布井方式的优化

在相同井网密度下分别对反七点法、反九点法及五点法布井方式进行数值模拟，从采收率来看，反九点法面积注水布井方式最优。

2.2.2井距与排距优化

在同一布井方式下，我们对不同井距及排距进行数值模拟，结果120m×500m方案最优。可避免东西向裂缝造成的水窜，缩短南北向油井注水见效时间，试验井网初期部署开发井24口。东西向井距500米，南北向排距120米菱形斜反九点面积注采井网。

2.3 应用先进储层改造技术，提高油井产能

借鉴相邻区块经验，根据119区井网状况，应用油藏模拟技术，确定压裂参数。

缝长设计：油井排半缝长125-150m，即穿透比控制在50-60%;水井排半缝长100-125m，即穿透比控制在40-50%。

缝高：根据该地区隔层遮挡能力，设计缝高为砂岩厚度2-3倍。

缝宽：根据以往压裂拟合计算缝宽为5-6mm。

加砂强度设计：油井排井加砂强度4-5m/m，水井排井加砂强度2.5-3m/m。

支撑剂的选择：理论计算，油层需要裂缝提供导流能力28.2μm.cm，该区块的最大闭合压力为24.6MPa。粒径为0.45—0.9mm的通辽砂在此闭合压力下导流能力为48.0μm.cm，长期导流能力按60%计算为28.8μm.cm，因此支撑剂选粒径0.45—0.9mm的通辽砂。

2.4 超前注水方案实施

在油藏研究、井网优化基础上，制定了水井投注、油井投产、油藏监测和投产后注水调整方案。

注水采用分层注水方式，首先混注，待明确层间吸水差别后实施分层注水，初期设计单井日注量为25m3，待油井投产后，分析相应注水层段的油井产量，根据油水井连通程度，折算水井分层注入量，再进行调整。

借鉴国内外油田开发经验，超前注水地层压力达到原始地层压力的105-115%之间作为油井的投产最佳时机。注入压力一般不能超过油层破裂压力，若注水一段时间后，油层未达到投产条件，而注入压力上升较快、注水困难时，油井可进行投产。在注水情况正常，而油

3  结论

（1）、应用超前注水技术开发低渗透、低丰度油藏，通过实践取得了较好的开发效果，对提高同类油田或区块开发水平具有指导意义。

（2）、通过试验形成了较完备的注水方案、投产方案和油藏监测方案，总结了一套超前注水开发的工作程序，为今后超前注水工作的有效开展提供了宝贵的经验。

（3）、油藏研究工作的早期介入，为井网优化及开发方案的科学制定提供可靠的技术支持;适合于储层发育特征的井网，为注采关系的建立提供了强有力的保障;适合低渗透油藏开发特点的储层整体改造技术，为油井产能的发挥创造了条件;合理的压裂规模、减少油层污染的压裂液，有效提高了油层导流能力，投产后动态跟踪评价及注水方案调整，保证了注采关系的协调，从而获得较高的稳产水平。

参考文献：

[1] 王道富，李忠兴，等.特低渗透油田注水开发技术.2002年石油系统技术交流会材料，北京：石油工业出版社，2002.

[2] 王鸿勋，张士诚.水力压裂设计数值计算方法.[M].北京：石油工业出版社，1998.