超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

胡书勇，雒继忠，周志平，马立军，令永刚*

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500;2.中油长庆油田公司，甘肃 庆阳 745100)

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

胡书勇1，雒继忠2，周志平2，马立军2，令永刚2*

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500;2.中油长庆油田公司，甘肃 庆阳 745100)

长63油藏属超低渗低压油藏，天然能量较弱。超前注水后全面投入开发，投产初期单井产量低，含水率变化稳定，部分油井压力下降，部分注水井压力上升。研究认为：在目前井网条件下，部分井组井距过大，没有建立起有效的驱替压力系统，要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应，造成油井产液量较低。通过研究，提出下步调整措施，即进一步细分层系，加密井网，缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。

超前注水;水驱效果;压力系统;注水开发;井网井距;长63油藏

引 言

近年来，随着储量品位的逐年降低，超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。超前注水是开发超低渗透油藏较为有效的1种开发方式，是低渗透油田开发的重要途径［1－3］。B153井区处于华庆油田中砂带北部，位于陕西省吴旗县白豹乡与甘肃省华池县乔河乡境内，其主力层为长63油藏。

该油藏于2008年1月投入开发，反九点注水井网开发，实施压裂方式投产，采用超前注水方式开采。开发初期，注水井吸水能力较强，注水压力基本稳定，油井产能较低，含水率基本保持稳定，目前需要及时对开发初期的水驱开发效果进行分析，对已实施的井网及超前注水技术政策进行评价，提出今后科学、合理的井网类型及超前注水开发技术政策。

1 油藏概况

B153井区长63油藏分布主要受浊积水道控制，砂体厚度大，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，为受岩性与构造双重控制的岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱。储层岩性主要为粉细—细粒长石砂岩。孔隙度为11.8%～13.7%，渗透率为 0.32 ×10－3～0.55 ×10－3μm2属于超低渗储层。

该区长63油藏储层孔隙结构类型主要为小孔微喉型，其次为小孔细喉型，含少量的中孔细喉型具有低渗透储层的典型特征。长63油藏“五敏”特征为弱水敏、弱—中等酸敏、弱盐敏、弱速敏、弱碱敏。

2009年1月前，该油藏处于超前注水阶段因新增投产井数少，注水井数增幅明显高于油井数增幅，注采井数比最高达到1∶1，注采比较高2009年2月开始，该油藏处于全面开发阶段。在基本上完成超前注水的要求后，大量投产新井。至2009年11月，共投产308口井，其中新投产油井227口，新投产注水井81口。注采井数比逐渐下降，月产油量迅速上升，由4 727 t/月增至15 67 t/月，注采比保持在2.5左右，含水率逐渐下降至21.9%，平均单井日产油量基本稳定在1.7 t/d，平均单井日注入量为15 m3/d。

2 超前注水开发初期水驱效果分析

图1为B153区由2009年1月至2010年5月的开发动态。B153区块目前处于稳定生产阶段，月产油量平均为1×104t/月;产液量稳中有升，平均为1.34×104t/月;含水率较低，为24%左右;累计注采比为2.0左右。B153区注水开发至今，油藏累计注水80.25×104m3，累计注采比为3.4。

图1 B153区油藏综合开采曲线

油田开发初期，B153井区长63油藏主要开发特征如下。

(1)油井产量低，含水率变化稳定。B153长63油藏属低压油藏，油藏天然能量较弱。超前注水后全面投入开发，单井产量低，含水率变化稳定，部分油井压力有所下降。根据2009年油井测试数据统计，油井平均产液指数为0.42 t/d·MPa，平均生产压差为5.85 MPa，平均产液量保持在2.46 m3/d。注水开发油田，含水率变化具有一定的规律性，不同含水阶段含水上升速度不同。含水率和含水饱和度曲线表明：中低含水期(含水率50%以前)，含水上升速度逐渐增大;高含水期(含水率50%以后)，含水上升速度逐渐减慢。目前B153区平均含水为24%，处于中低含水期。

(2)油井产能差异较大。B153区长63油藏油层物性较差，非均质性强。由于储层物性、投产方式和改造措施等不同，对油井产能有不同程度的影响。平面上油井产能差异大且分布不均。如油藏东北部及东南局部产能达2 t/d以上，而中部和南部少部分区域产能在0.5 t/d以下。

(3)注水压力基本稳定，地层吸水能力较强，部分井组注水压力上升。根据B153井区开发方案，确定地层压力保持水平在110%时开发效果较好。原始地层压力为16.73 MPa，实施超前注水开发该区地层压力保持在18.4 MPa左右。超前注水后全面投入开发，部分油井压力有所下降，但部分井组注水井压力上升。2009年进行14个井次的压力恢复测试和13个井次的压力降落测试。根据测试结果计算出，油井平均地层压力为13.9 MPa，注水井平均地层压力为23.94 MPa。

3 超前注水开发初期开发对策分析

3.1 原因分析

从前述可知，目前油田产量未达到方案设计目标。分析产量低的原因为：储层物性差，渗透率低部分井组井距过大，没有建立起有效的驱替压力系统;目前油田注水采用笼统注水方式，注采层位不对应。针对上述问题，B153井区实施压裂方式投产，储层物性得到了改善，生产效果较好。

3.2 超前注水开发对策研究

3.2.1 有效驱动压力系统分析

有效驱动压力系统是指满足一定的油井产量下，注采系统能够提供所需的生产压差。低渗透油藏由于岩性致密，且结构复杂及启动压力梯度等因素的存在，造成该类储层渗流阻力很大，难以建立有效的压力系统。

在理想注采平衡状态下，B153区长63油藏注采井间的压力剖面如图2中的蓝色理论线所示对于低渗油田来说，通过油井的压力恢复测试和水井的压力降落测试得出的地层压力分别对应图中的B点与A点。

图2 油水井间地层压力剖面示意图

在生产的过程中，由于注水压力的升高，注水井底地层微裂缝有张开的趋势，其渗流条件会越来越好，而生产井的井底由于地层压力的降低，其周边地层的渗透性随之降低。试井解释结果可知，油井表皮系数平均值为－3.5，而注水井的表皮系数却达到－4.3，这就说明上面的变化趋势确实存在。这一现象使得注采井间的压力剖面出现图2中红色曲线所示的特征。这时的注水井和采油井所测试的地层压力则是代表C点和D点的压力。

真实的地层中部压力应该介于注水井井底地层压力和油井井底地层压力之间，即地层压力应该大于13.97 MPa。因此，在评估地层压力时，不能简单地用油井的测压结果代替地层压力。虽然真实的地层压力高于13.97 MPa，但对生产有直接影响的是油井井底附近的地层压力，即测出的B点或D点压力。为了稳产或增产的需要，既要通过不断注水，使压力逐渐波及到油井的供油区，又应注意改善油井井底的渗流条件，使泄油范围尽量扩大。

由图3可知，目前井间距离太大，油水井之间没有形成有效驱替，形成有效驱替井间距离应减小到200 m左右。

图3 油水井间地层压降剖面示意图

3.2.2 注采对应分析

B153井区注水井吸水能力较好，部分注水井周围地层压力有所升高，而对应生产井地层压力相对较低，说明油井受效甚微，还没受到注入水的驱替。因此，油田下步开发措施应该细分层系，加强地层层位对比研究，达到“注够水、注好水”的目的。

3.3 措施效果分析

通过上述研究，积极实施措施调整。在局部井区实施井网加密措施，同时实施分注措施。将油藏细分为长、长和长。如该区的白155区共分注18口井，分注率达到48.6%。通过实施分层注水，吸水厚度大幅度增加，水驱动用程度提高到75%，注入剖面得到改善，对应油井产能提高。

4 结论

(1)B153井区长63低压油藏超前注水后开发，单井产量低，含水率变化稳定，部分油井压力有所下降。注水压力基本稳定，地层吸水能力较强部分井组注水压力上升，油井产能差异较大。

(2)研究结果表明，油井产量低的主要原因为井间距离偏大，油水井之间没有形成有效驱替以及注采层位不对应。实施调整措施后，取得了明显的效果。

［1］唐建东，刘同敬，姜汉桥，等.低渗透油藏超前注水合理时机理论研究［J］.新疆地质，2007，25(2)：192－195.

［2］高建，王仲林，王家禄，等.低渗透超前注水储层油水分布［J］.辽宁工程技术大学学报，2009，28(增刊)28.

［3］陈家晓，黄全华.低(特低)渗透油藏极限注采井距确定的新方法探索［J］.钻采工艺，2008，31(5)：47.

［4］胡书勇，张烈辉，等.“三低”油田中高含水期剩余油分布研究及综合调整挖潜技术［J］.钻采工艺，2005，2(2)：28－30.

［5］马福军，胡景春.新立油田低渗透油藏超前注水技术实践与应用［J］.特种油气藏，2005，12(3)：48－50.

［6］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)：65.

［7］胡书勇，张烈辉，等.复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究［J］.西南石油学院学报，2005，2(3)：29－31.

Effect analysis and countermeasures of advanced water flooding for ultra－low permeability reservoirs

HU Shu－yong1，LUO Ji－zhong2，ZHOU Zhi－ping2，MA Li－jun2，LING Yong－gang2
(1．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China;2．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Qingyang，Gansu 745100，China)

The Chang 63reservoir is an ultra－ low permeability，low pressure reservoir with week natural energy．After advanced water injection，the reservoir was put on full－scale production．In the early production period，per well production was low，water cut was stable，and pressure dropped in some oil wells while rose in some water injection wells．It has been realized through research that with present well pattern，well spacing is too large to establish effective driving pressure system in some well groups，and it is necessary to reduce well spacing in order to form effective flooding;in addition，commingled water injection has resulted in noncorresponding horizons of injection to production，leading to low liquid production from oil wells．The adjustment measures proposed through the research include further subdividing layers，infilling well pattern，and reducing injection－ production well spacing．

advanced water injection;flood effectiveness;pressure system;waterflood development;well pattern and well spacing;Chang 63reservoir

TE33

A

1006－6535(2012)02－0066－03

20110719;改回日期：20110729

教育部博士点基金“三维大变化尺度缝洞型碳酸盐岩油藏复杂油水两相流动规律研究”(20105121110006)

胡书勇(1973－)，男，副教授，博士，2006年毕业于西南石油大学石油工程专业，主要从事油气藏数值模拟、油气藏工程、特殊油气田开发等领域的基础理论及应用技术研究与教学工作。

* 参加研究工作的还有王明瑜。

编辑姜 岭