低渗透油田超前注水开发模式研究

师海军 （中石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆163517）

大庆外围油田肇212区块位于三肇凹陷永乐向斜南部斜坡上，区块构造起伏相对平缓，地层厚度为12.5～19.8m，储层以薄层为主，单井平均有效厚度4.2m；区块原始地层压力为14.18MPa，平均有效孔隙度为19.8%，平均空气渗透率为74.2×10－3μm2，属于低渗透油藏，存在启动压力梯度和应力敏感性特征，在开发过程中渗流阻力大，压力传导能力差，而且压力、产量降低后恢复起来十分困难［1－2］。为此，笔者进行了超前注水开发模式研究，以便为低渗透油田的开发提供参考。

1 超前注水施工参数分析

1.1 地层压力

采收率为研究确定最佳地层压力的量化指标，采收率越高说明超前注水试验的效果越好。图1所示为采收率与地层压力／原始地层压力之比的变化曲线图。从图1可以看出，当地层压力与原始地层压力之比为1.1～1.2，即地层压力为原始地层压力的1.1～1.2倍时，采收率较高。

1.2 注入孔隙体积倍数

地层压力上升水平通常由注入孔隙体积倍数（指累积注入量与油层孔隙体积之比）计量［3］。由于注入孔隙体积倍数相同时地层压力上升水平一致，因而计算注入孔隙体积倍数时采用折算压力的方式进行。注入孔隙体积倍数与地层压力／原始地层压力之比的关系曲线图如图2所示。由图2可知，当地层压力为原始地层压力的1.1～1.2倍时，注入孔隙体积倍数为0.012～0.019。

图1 采收率与地层压力／原始地层压力之比的关系曲线图

图2 注入孔隙体积倍数与地层压力／原始地层压力之比的关系曲线图

1.3 注水强度

注入强度是超前注水试验研究的重要指标。设计注水强度分别为1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0m3／（m·d）共6套注水强度方案。分别对6套不同注水强度的方案进行数值模拟计算（模拟10年开发指标），得到各方案采收率与综合含水率关系曲线图（见图3）。从图3可以看出，当采取方案3和方案4时采收率较高，因而确定注水强度为2.5～3.0m3／（m·d）。

1.4 注水时间

根据试验结果，设计5套超前注水与同步注水方案，当超前注水天数分别为0（即同步注水）、90、120、150、180和210d。分别对5套不同超前注水时间与同步注水的方案进行数值模拟计算（模拟10年开发指标），绘制各方案采收率与综合含水率关系曲线图（见图4）。由图4可知，当超前注水时间约为6～7mon时效果较好。

图3 采用不同注水强度方案时采收率与综合含水率关系曲线图

2 实际开发效果分析

根据超前注水相关参数的研究情况，在肇212区块选取源271井区开展超前注水开发试验，采用如下施工参数，即地层压力为原始地层压力的1.14倍，注水强度为3.0m3／（m·d），孔隙体积倍数为0.015，注水时间为6mon，取得了较好的开发效果。

2.1 油层保持较强的吸水能力

超前注水初期平均单井注水压力12.1MPa，日注水29m3，视吸水指数2.36m3／（d·MPa）。开发12mon后，注水压力14.6MPa，日注水23m3，视吸水指数1.57m3／（d·MPa）。与临近同步注水井区相比，超前注水井区保持了更强的油层吸水能力。

2.2 油层动用状况较好

采用不同注水方式时井区油层吸水情况统计表如表2所示。从表2可以看出，虽然采用超前注水和同步注水时对主力油层的动用状况相似，但超前注水时对非主力油层的动用状况明显好于同步注水。

表2 采用不同注水方式时井区油层吸水情况统计表

2.3 油井生产水平较高

超前注水区块油井投产初期直井平均单井初期产量2.1t，水平井平均单井初期产量4.2t，全区投产初期日产油2.6t。同步注水区块油井投产初期直井平均单井初期产量1.8t，水平井平均单井初期产量4.0t，全区投产初期日产油1.9t。两者相比，超前注水区块投产效果要好于同步注水区块。

3 结论

1）进行超前注水开发时，可以采用如下施工参数较为合理：地层压力为原始地层压力的1.1～1.2倍；注入孔隙体积倍数0.012～0.019；注水强度为2.5～3.0m3／（d·m）；注水时间为6～7mon。

2）实际生产效果表明，采取超前注水开发方式后，油层保持较强的吸水能力，油层动用状况较好，同时油井生产水平较高。

［1］ 车起君，雷均安，冉玉霞，等 .超前注水提高特低渗透油田开发效果 ［J］.大庆石油地质与开发，2003，22（1）：20－22.

［2］ 马福军，胡景春，庄健，等 .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）：47－49.

［3］ 王瑞飞，宋子齐，何涌，等 .利用超前注水技术开发低渗透油田 ［J］.断块油气田，2003，10（3）：43－48.