低渗透油藏压驱注水工艺及发展方向

贺启强，彭国威，刘艳霞，石 琼

（中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营 257000）

老油田经历高强度开发，目前含水90%以上，进入开发后期，稳产已经向稠油、低渗透等难开发区块转变。难动用储层存在油藏埋藏深、储层物性差等问题，开发难度突出。以老油田为例，低渗透油藏在已动用储量中的占比较大，而常规水驱工艺普遍存在水井注入压力高、欠注严重、油井产液低等问题，开发效果不理想、产能递减快。

结合油田提液稳产要求，经过多年的技术研发及现场应用，开发出针对低渗透油藏的压驱注水工艺，能够制造大量微裂缝、降低水井注入压力，实现地层能量有效补充，达到注采平衡，进而实现低渗透油藏有效开发。

1 低渗透油藏开发现状

胜利油田低渗透油藏资源丰富，已动用储量占油田总体的72.6%。现阶段，以水驱开发模式为主，但受开发、注采工艺水平条件影响，目前低渗透油藏仍无法实现效益开发，已开发的低渗透油藏水井注水压力高、地层注入能力低、油井产液和产油双低，整体采收率处于较低水平。

与中高渗透油藏不同，低渗透油藏储层物性表现为孔隙度低、成熟度低、黏土含量大且颗粒粒径小，油藏渗透性差、非均质性问题突出，储层内流体、流固间表面作用力较大、渗吸作用强，流体流动相对困难，油井产液及产油量低，影响了低渗透油藏效益开发水平。

经过多年开发实践，国内外形成了针对低渗透油藏的主要增产增注技术——水力压裂，通过注入高压流体，打通近井地带进行人工造缝，压裂后地层分布大量微裂缝，从而改善低渗透油藏开发环境，提升油藏采收率，改善开发效果。但是，压裂施工注入井仅解决油井地层改造，而水井增注措施压力低于地层破裂压力，仅解决井筒近井地带造缝，无法改善储层流通性，增注措施在低渗透油藏有效期短，开发效果仍有待进一步提升。

2 压驱注水工艺及应用效果

针对常规压裂增注效果不佳，油田稳产需求愈加严峻的背景，油田积极开展技术攻关，打破“压裂注入压力不能超过地层破裂压力”黄金准则，创造性地将注入压力设置为地层破裂压力以上，配合大规模注入量，开发出低渗透压驱注水工艺，实现了低渗透油藏注水开发的工艺变革。

2.1 压驱注水工艺理论

压驱注水是指通过地面泵入高压流体，以超高地层破裂压力、短期内大排量、大规模注入水，完成地层“先补（充能量）后采（原油）”，实现低渗透油藏改造的增注工艺。其理论基础主要包括：注入压力低于地层破裂压力前，高压注水能够提高岩石渗流能力，岩心渗流速度与驱动压力近似线性关系，高强度、高压注入水有助于提升岩石渗吸能力，实现增注；和水力压裂工艺不同（见表1），压驱注水注入流体为清水，流体黏度低、滤失量大，施工过程中，能够提升岩石孔隙压力；注入压力高于地层破裂压力后，大量清水滤失，地层孔隙压力上升、主应力值则反向下降，有利于裂缝网络的造缝，改善地层渗流特性。

表1 压驱注水与水力压裂工艺的比较

对比常规水井增注工艺（见表2），压驱注水注入压力高于地层破裂压力，可以深度改造地层、形成大规模裂缝，改善油藏特性，由于采用短期大规模强注，可实现注入井与采油井联通，而常规工艺仅解决井筒近井地带堵塞问题，因此，压驱注水工艺受效地层范围大，后期增注、提液效果更佳。

表2 压驱注水与常规水井增注工艺的比较

2.2 工艺参数优化研究

为实现压驱注水工艺措施增注效果最优，开展了工艺参数优化，包括不同注入量、注入排量对造缝的缝长、缝高、缝宽的变化规律；地层渗透率在不同注入量、注入排量下，压驱后造缝参数的影响特性；一定地层渗透率、相同注入量条件下，不同注入压力变化对造缝参数的影响特性；不同注入管柱和不同注入排量下，管柱对注入流体摩阻的差异。

通过总结各参数影响特性，最终优选适合的工艺参数组合，设计出给定区块物性相匹配的施工工艺参数，保证措施效果最佳。

2.3 应用效果

以采油厂某注水井为例，在实施压驱注水工艺前，该井长期欠注，即使井口注入压力高达48 MPa，实际注水量也是0；实施压驱注水期间，最高注入压力43 MPa，最大日注量1 367 m3，累计注水2×104m3，后期关井并进行调整（见图1）。

图1 某水井注水曲线

该注水井对应某油井，前期日产液3 m3/d、日产油2 m3/d、含水50%左右，实施水井压驱注水后，油井提液效果显著，日产液增加至10左右m3/d、日产油达到5～9 m3/d、含水先期降至10%以下（见图2），之后逐渐升至50%左右。目前仍继续稳定生产。

图2 某油井生产曲线

3 技术发展方向

压驱注水工艺是一种全新注水方式，工艺的增产机理、工艺参数优化还需要进一步研究，特别是工艺对油藏的适应性，在油藏数值模拟和油藏工程优化等方面继续深入研究，以便提升工艺增注增产效果。

一是压驱机理研究方面，应主要基于室内物模实验，研究不同类型岩心样品在压驱注水过程中，岩心的渗透率、压后裂缝形态、分布规律等，以此评价工艺工作机理；同时，结合现场需求，对施工水质和地层岩心开展配伍性试验，预测评估储层伤害、结垢、流体悬浮物颗粒及孔喉半径匹配等特性。

二是压驱工艺参数优化方面，应开展以下工作：进行压驱物模实验、数模实验，评估不同施工参数对造缝缝隙的影响特性，为实现最大造缝效果，给出最佳施工参数组合；部分区块还需开展二氧化碳增能压裂改造，扩大造缝复杂程度，实现多分支裂缝，进一步提升改造效果。

三是油藏数值模拟方面，应主要完成压驱数值模拟方法及方案优化研究。通过数值模拟软件，在计算机模拟平台，预测与评估不同组合施工参数条件下，油藏改造后工艺的有效性，不同施工参数下工艺可行性及工程用量、费用、施工时间等，为工程技术人员提供可行的最佳改造方案。

四是油藏工程优化研究方面，应主要完成低渗透、整装、断块等不同油藏类型的工艺适应性，为技术规模化推广应用制定可行规范，结合油藏特性，为压驱方案动态调整提供科学依据。

4 结语

低渗透水驱开发工艺，常规脉冲耦合解堵等增注工艺仅解决井筒近井地带堵塞，工艺有效周期短，在低渗透油藏应用效果仍存在一定不足，针对低渗透油藏开发面临的问题，开发出压驱注水工艺，注入压力高于地层破裂压力、注入清水黏度低、大量滤失，能够提升改造的造缝效果，现场应用表明，新工艺有较大幅度提升。为进一步拓展工艺规模推广应用，还需要从工艺工作机理、参数优化及油藏数值模拟及油藏工程优化等方面深入研究，为工艺实施提供可行指导依据，保证措施效果最优化。