我国低渗透油田超前注水开发研究进展

饶喜丽，文守成 (长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)

我国低渗透油田超前注水开发研究进展

饶喜丽，文守成 (长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)

低渗透油田的开发已成为我国陆上石油工业稳定发展的重要途径。阐述了国内学者针对低渗油田超前注水开发参数的研究情况，介绍了相关技术措施，以便为该类型油田的开发提供参考。

低渗透油藏；超前注水；配套技术

低渗透油层孔喉细、比表面大、边界层影响显著，渗流阻力大，存在启动压力梯度，注水压力高，压敏损害明显，开发难度较大。但近年来能源需求的膨胀和原油价格上涨，低渗透油藏开发占有越来越重要的地位。目前长庆、新疆、吉林，大庆等油田都相继开展了低渗透油藏超前注水的矿场试验，取得了较好的效果[1-3]。超前注水是指注水井在采油井投产前先期投注，当地层压力上升至高于原始地层压力后，油井再投产并保持该状态进行开采的开发方式。利用该开发方式可以建立更有效的压力驱替系统，改善水驱油两相渗流情况，降低因地层压力下降造成的地层伤害和油井含水率，最终提高低渗油田的开发效果[3]。下面，笔者对我国低渗透油田超前注水开发研究进展进行综述。

1 低渗透油田超前注水开发参数的研究

1.1注水时机

采用超前注水技术开发低渗透油田，选择适宜的超前注水时机是保压开采的关键。注水时机是指确定采用注水的开发方式后按一定的配注量往地层注水的时间。车起君等[4]在安塞油田的不同开发区块运用超前注水技术进行现场试验，发现原始地层压力越高，地层物性越差，所需超前注水时间越长。同时，随着超前注水时间的延长和累积注入体积增大，单井产量上升。韩丽[5]从采油强度的角度对超前注水技术进行研究，分别超前注水4～6月、同步注水、滞后注水2～3月、滞后注水4～5月，发现采油强度均随时间下降并最终趋于稳定，且超前注水最终稳定的采油强度高于同步注水，更高于滞后注水。李亮等[6]从产量角度探讨了超前注水技术在长庆靖安油田五里湾一区的现场试验情况，发现超前注水3个月的产量大于同步注水，更大于滞后注水3个月产量。赵春鹏等[7]利用多测点长岩心物理模拟流动实验，研究了长庆庄19井区低渗油藏实施超前注水开发的最佳时机，发现在注水压力传播到岩心长度 32% 时可以获得最高采收率。陈家晓等[8]从石油技术经济学的角度对超前注水时机进行了探讨，发现随着超前注水时间的增加，净现值先增加后减少，最大净现值对应的注水时间即为低渗透油藏超前注水的合理时机。唐建东等[9]根据油藏物质守恒规律推导出低渗油藏开发指标的计算公式，据此确定了低渗透油藏超前注水合理时机的计算方法 。杜磊等[10]对某低渗油藏进行同步注水、超前注水1～6个月的开发方式进行数值模拟分析，发现超前注水的效果较好，且超前注水时间越长，地层压力恢复率和保持率越高，阶段采收率越高。

1.2注水量

1)从理论分析角度进行研究 黄小亮等[11]根据物质平衡法推导出注水井的最大超前注水量的计算公式，表明最大超前注水量与单井注入水动用面积、平均有效厚度、综合弹性压缩系数成正比。王道富等[12]建立了低渗透油藏非线性渗流的数学模型，推导出注水强度计算公式，表明注水强度与平均地层压力，注入水粘度、泄油面积有关。陈家晓[8]通过建立低渗透油田的综合含水与累积耗水量、累积水油比的数学模型，推导出不同含水时期、产油量与合理注水量的关系式，并对西峰油田白马和董志区块开发初期的单井合理注水量进行了预测。

2)从室内试验角度进行研究 赵春鹏等[7]利用特低渗长岩心和多测点物理模拟装置，探讨了特低渗油藏超前注水开发的压力传播特征。研究发现，与中高渗岩心相比，特低渗岩心液体渗流速度更小，压力传播速度更小，并且压力传播速度会越来越小。因而在低于岩石破裂压力条件下，在注水初期可适当加大注水强度以尽快建立压力驱替系统，在注水后期则应适当降低注水强度以获得更好的注水效果。张云龙[13]采用数值模拟方法研究低渗透博兴洼陷油田最佳注水量，对比了超前注水量为0.48%PV、4.1%PV、5.9%PV、7.0%PV时的采出程度，发现超前注水量为 0.48%PV效果较好。王文霞[14]应用数值模拟方法研究长庆油田长8油藏的超前注水量，分别采用将地层压力提高到原始地层压力的1.00倍、1.05倍、1.10倍、1.15倍和1.20倍的注水量进行数值模拟,发现当注水量为1.03%PV、地层压力保持水平为原始地层压力的1.10倍时,该油藏开发效果最佳。

3)从现场应用角度进行研究 车启君等[4]根据安塞油田生产过程中的视吸水指数曲线分析了该油田合理的超前注水量，发现王窑区随着注水压力的提高日注水量上升幅度减小，而杏河区随着注水压力的提高日注水量上升幅度增大。并且王窑区和杏河区均在日注水量达到80m3/d 时，视吸水指数曲线出现拐点。因此他认为王窑区最大超前注水量不宜超过80m3/d，而杏河区最小超前注水量应在80m3/d以上。陈建宏等[15]根据压力监测反馈情况，对塞392区长6油藏的储层裂缝、非均质性、射开程度等注水受控因素进行分析，发现超前注水井比未超前注水井产量递减降低10%以上，当超前注水3个月，累积注水量达到 0.5% PV时单井产量增幅最大，采出程度高，综合含水率低 。赵新智等[16]研究靖安油田大路沟二区长6超低渗透储层特征，建议超前注水开发折算注水量PV数 0.05%～0.1% PV，注水强度不超过 5m3/(d·m)，地层压力保持水平 110%[11]。

1.3注水井的注水压力与生产井的井底流压

1)注水井注水压力 许多学者认为注水压力不应超过地层破裂压力，如王瑞飞等[17]和王道富等[12]认为超前注水时尽可能以较大的注水压力注入，但不可超过地层破裂压力。但有学者提出了不同的观点，认为注水压力可以适当超过地层破裂压力[18]。白瑞婷等[19]认为应具体情况具体分析，针对不存在天然裂缝、吸水能力差的低渗透砂岩油藏，可采用接近或略高于油层破裂压力的注水压力，以满足注水需要；针对裂缝比较发育的低渗透砂岩油藏，只能采用低于裂缝开启、延伸压力的注水压力来注水 。

2)生产井井底流压 张承丽等[20]认为应该尽量减小生产井的井底流压，因为低渗透油藏，渗流阻力大，压力梯度较高，采取大压差生产，更有利于发挥油井的生产能力。王瑞飞等[17]认为低渗透油藏油井采油指数小，因而可以降低生产井的井底流动压力，加大生产压差以保持一定的油井产量，但对于饱和压力高的低渗油藏，生产井井底流压不宜低于饱和压力。因为当流动压力低于饱和压力时，油井脱气半径可能会扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差，对油井的正常生产造成不利影响。

2 低渗油层超前注水开发对策

2.1优化井网井距

确定合理井网密度的原则是既有较好的经济效益又能获得较高的水驱控制程度。张烈辉等[22]利用数值模拟的方法，针对长庆油田B153区长63油藏的特定情况，比较了菱形反九点井网、方形反九点井网、反七点井网、五点井网4种方案的开发效果，认为初期采用方形反九点井网，后期调整为五点井网，其开发效果最佳[21]。马福军等[22]也运用数值模拟方法探讨了超前注水开发新立油田新119区块最佳布井方式和井距。在相同井网密度下，对比反七点法、反九点法及五点法布井方式下的采收率，优选反九点法面积注水布井方式为最佳布井方式，并确定120m×500m菱形反九点面积注采方式为最佳开采方式。史成恩等[18]分别采用矩形、菱形反九点、正方形反九点3种开发井网方式，按照裂缝发育、较发育和不发育3种情况进行矿场试验。针对裂缝不发育、注水后见水不很明显的区块，建议采用排距为300m×350m的正方形反九点井网注水，并且保证正方形井网的对角线方向与最大地应力方向平行；针对裂缝较发育的区块，建议采用排距为450m×500m、井距为150m×180m的菱形反九点井网注水，并且保证菱形井网的长对角线与最大主应力方向平行；针对裂缝发育、储集层物性差、最大主应力方位清楚的井区，建议采用排距为500m×550m、井距为130m×165m的矩形井网，并且保证井排方向与裂缝延伸方向平行，使中后期可形成排状注水，促使裂缝侧向的油井见效，从而提高水驱程度。此外，采用小井距开发低渗油田不仅在数值模拟和矿场试验中取得良好效果，更在实际生产过程中得到验证。如华北留路油田17断块经过井网改造后，300m井距缩小为150～200m，日产油量由17m3增加到55m3，增产效果显著[23]。吉林新民油田经过井网改造后，300m井距缩小为150m，采收率由6.77%增加到35.08%，含水率由37.7%减小到35.8%[24]。大庆朝阳沟油田经过经网改造后，采油速度由0.74增大到1.8～2.1，效果显著[5]。大港六拔油田经过经网改造，井网密度由7.5口/km2增加到15.7口/km2，采油速度由0.8增大到2.1，含水率由41.3%减小到32.8%，效果显著[25]。

2.2压裂工艺技术

压裂工艺技术是低渗透油藏提高单井生产能力的有效方法。适用于低渗透油藏的压裂技术包括限流法完井压裂工艺技术、封隔器多层分层压裂工艺技术、高能气体压裂和复合压裂工艺技术。限流法完井压裂工艺技术采取低密度射孔大排量施工，最先压裂层吸收大量压裂液，产生炮眼摩阻,大幅提高井底压力,迫使后续注入的压裂液分流,相继压裂邻层[26]；封隔器多层分层压裂工艺技术是让压裂液经过导压喷砂封隔器内的节流嘴，在管柱内外造成节流压差，使上下封隔器坐封，隔离所要处理的层位进行压裂，第一层压裂完后，放掉油管压力，上下封隔器自动解封，上提管柱进行另一层段的压裂[27]；高能气体压裂是利用火药的燃烧产生脉冲加载，并控制压力上升速度，在井壁上形成径向多裂缝体系来增加油气产量[28]；复合压裂工艺技术首先对预处理油层进行高能气体压裂，在近井地带形成多条多向裂缝，然后进行水力压裂，对已形成的裂缝进行扩展，并形成主裂缝。

针对压裂液配方、用量，支撑剂材料、压裂规模等方面，已经形成一套比较完善的低渗透油田压裂改造技术。如江汉油田进行压裂改造后，王东8-14井压裂前日产油量仅为1.8t，压裂后日产油量增加14.8t，而黄22-46井、黄22-44井和黄斜22-35井压裂前均不出油，压裂后日产油量为分别13.4、14.6、20.1t,增产效果明显[30]。马西深层油藏实施54次压裂，累计增油32.55×104t，平均单井增油1.12×104t[31]。大庆外围榆树林油田 75口井砂岩有效厚度为12.23m，压裂后平均日产油11.0t，超过压裂方案设计要求[32]。

3 结 语

我国低渗透油田数量众多，油气资源丰富，开发潜力巨大。由于目前低渗透油田的开发难度较大，因而进行技术改造和创新是低渗透油田增产增收的重要途径。许多学者针对低渗透油田超前注水生产参数进行了研究，并提出了很多具有针对性的措施，取得了很好的开发效果。今后，应进一步加大低渗透油田超前注水开发的研究力度，为开发低渗透油田作出更大贡献。

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2012-11-27

饶喜丽(1989-)，女，硕士生，现主要从事油气田开发方面的研究工作。

文守成(1972-)，男，博士，讲师，现主要从事油气田开发方面的教学与研究工作；E-mail:123160051@qq.com。

TE357.6

A

1673-1409(2013)02-0096-03

[编辑] 李启栋