低渗透油藏注水压力确定与优化策略

孙星星

摘要：低渗透油藏比中高渗油藏具有更细小的孔隙和喉道，流体在其中流动时会受到除黏滞阻力之外的附加渗流阻力，随着开发的进行，由于低渗透油藏能量传递慢，油井井底附近地层压力迅速下降，岩石骨架承受的净上覆压力增加，储集层渗透率变小，渗流阻力增加，渗流状态变为低速非达西流。采用油藏开发初期的注采压差，油、水井间会形成不易流动带，注入水不易向远处扩散，注水井附近形成局部高压区，导致注水压力逐步升高而注水量逐步减少；生产井供液不足，产量降低。随着时间的推移，注水井井底附近憋起的高压逐渐向地层深部传递能量，因此，在油井区会出现“未见水先见效”的生产特征。

关键词：低渗透；注采压；供液；压力传播；注水压力

基于研究区低渗透油藏注水开发的基本生产特征，即注水压力不断升高、注水量不断降低、油井供液不足、产量递减快、采油速度低，对具体井组进行试注效果分析，发现油井主要依靠弹性介质传递能量，最终实现增油目的。针对低渗透储集层存在启动压力，且注水能量主要消耗在井筒附近，压力具有先累积后缓慢释放的传播特征，考虑到低渗透储集层压力传播特征，建议对地层进行压裂和周期注水以调整储集层压力的重新分布，降低注水井注入压力。通过对比分析周期注水与常规注水效果，发现周期注水采出程度高，开发效果好。

1 井组试注分析

由于研究区低渗透油藏储层物性较差，平均渗透率 5mD，孔隙度 9%，非均质性较强。由于地质条件的差异性、注水状况的复杂性等因素，配注计划完成率较差。随着开发的进行，注水井井底压力逐渐升高，注水量逐渐减少，产油量下降速度较快，增产增注效果较差。采用提高注入井注水压力的方法能够有效提高注水量与注采压差，但当注入压力大于地层破裂

压力时，则会发生地层产生裂缝和套管变形的危害。对研究区油藏具体注水井组 A 井组进行分析，注入压力 6 MPa，日注水量 60 m3。目前注入压力 18 MPa，日注水量 40 m3，累积注水 21 744 m3，注水压力升高，且日注入量下降，注水越来越困难。该井组理论注采对应 5 口有效生产井，连续注水 9 月后产油量不再下降，且保持稳定，含水率波动较大，分析产出水为地层水和反排作业水。因此，注水对井组生产井由一定的增油稳油效果。

2 弹性能量传播特征

研究区深层复杂油藏目前注采井距条件下存在流体介质和弹性能量传递这两种注水见效形式，但由于注水时间短，目前见效形式一般为弹性能量的传播。低渗透油藏注水生产时，注水井注入压力不断升高，在井底附近形成高压区，由于压力传播较慢，在远井地带压力变化较小。当储集层物性差，黏土矿物含量高，这种现象更明显。对于注采井间非线性渗流区间的压力传播特征，通过一组长岩心驱替多点监测实验绘制了恒速驱替过程中压力传播特征曲线，表现出井底压力向井间开始传播前会在井底附近形成异常高压区域，这种压力积累到一定阶段后以一种弹性能量形式将压力波释放出去。总体表现为：压力上升速度初期快，后期放缓，表现为压力分布的非线性，压力传播过程中存在较明显的压力前缘，压力传播有较明显的先积累后释放的过程。由于研究区低渗透油藏启动压力梯度（0.02 MPa/m）的存在，只有当注采井间的驱替压力梯度大于启动压力梯度，才能建立有效驱替。由于井底附近的驱替压力梯度较高，给地层补充的能量主要消耗在井底附近，在开发过程中，井底压力越来越

高，能量补充更为困难。因此，需要通过压裂改造储集层，使近井地带非线性径向流改变为线性流，较大程度地减少井底附近的能量损耗，使能量向远井地带传播，提高驱替效率。同时，采用周期注水的方式，注水时给地层补充能量，停注过程中，井底附近憋起的高压向地层深部传播，使得地层压力分布更加均匀，注水压力下降。

3 压裂后注采井间压力分布及周期注水

针对研究区低渗透油藏产能低，注水困难的特征，对油井进行水力压裂，流体从注水井到采油井井底渗流过程中，注采井距 L 分为三个阶段[3]：L1 段：注水井压裂段，运用达西线性径向流模型，

压力分布公式为：

L2 段：原始未措施改造段，运用拟线性渗流模型，

积分得到压力分布公式为：

L3 段：油井水力压裂段，运用达西一维渗流模型，

将代入上式并积分得压力分布公式为：

式中：Piwf— 注水井井底压力；

q—油井日产量，m3/ d；

μ —原油粘度，mPa·s；

B—原油体积系数；

K—各段渗透率，D；

H—储层厚度，m；

Pe1—L2 段流入端压力，MPa；

Pe2—L3 段流入端压力，MPa；

L—各段储集层长度，m；

rw—井筒半径，m；

w—水力压裂缝宽，m；

h—水力压裂缝高，m；

l—水力压裂缝半长，m；

G—启动压力梯度，MPa/m。

以 A 注水井为例，在注采平衡下，进行一注一采井间压力分布研究，压裂改造措施对注采井间压力分布影响较大，其能够有效降低井底附近压力降，压力分布比未压裂储集层更均匀，在相同的井距下，建立有效驱替的合理注采压差更小。研究区油藏属于深层复杂低渗透油藏，且伴有发育的微裂缝，当压裂缝与微裂缝沟通时，在较大的注水压力下，容易发生水窜，油井含水上升快，甚至导致暴性水淹，大大降低了水的波及体积。因此，通过周期注水的方式，在储集层中形成不稳定的压力状态。当压力升高，注入水从高渗储集层流向低渗储集层，压力降低时，原油从低渗储集层流向高渗储集层。周期注水过程中，含油饱和度和渗透率差异性越大，驱出油量也越多，改善水驱效果越明显。

考虑到低渗透油藏压力传播特征，通过改变周期注水不同工作制度，进行短注长停的注水模式，对比分析周期注水的开发效果。对研究区油藏建立数值模型，设计了4 种注停方案，各方案在含水率达到 40%后转周期注水的注入方式，预测注水开发 20 a 的采出程度的变化。其中，常规连续注水控制单井注水量为 40 m3/d，井底流压 16 MPa，单井产液量 15 m3/d，模拟生产20 a 的采出程度 26.5%，分析周期注水与常规注水采出程度大小。采出程度增加值是相对于常规连续注水采出程度的增加值。对地层进行周期注水，当停注比为 2 时，采出程度最高，为 33%，比常规注水采出 程度高 6.5%，驱油效果较好，因此推荐注水 30 d，停注 60 d 的注入方式。

4 结论

（1）通过对研究区低渗透油藏具体井组进行试注分析发现，随着开发的进行，注水井井底压力逐渐升高，注水量逐渐减少，油井具有一定增油效果，但增油幅度不明显，分析为弹性介质传播能量。

（2）对于注采井间非线性渗流区间的压力传播特征进行实验分析发现，注水井区域压力较大，形成憋压，通过弹性能量將能量缓慢传播到生产井区域。

（3）针对低渗油藏压力传播特征，通过对储集层压裂改造和周期注水，地层压力分布更加均匀。对地层周期注水，当停注比为 2 时，采出程度最高。

参考文献

[1] 卞晓冰，张士诚，张景臣，汪道兵. 压裂投产低—特低渗透油藏井排距设计[J]. 石油勘探与开发，2015，05：646-651.

（作者单位：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采油一厂）