超低渗透油藏注水开发效果评价及存在问题

张富金 丁恺

摘要：随着石油勘探开采规模的不断扩大，在当前的油氣勘探开发过程中超低渗油田不管是在数量还是储量规模方面都在不断的增加，但是由于超低渗油田储存本身的物性较差，而且地层具有较强的非均质性，地层所蕴含的天然能量也相对较少，在实际的开采过程中会出现明显的产量递减现象，因此在针对这种类型油田进行开发的时候通常会采取注水模式，以此来有效提升油田的开发效果和企业的经济效益。

关键词：超低渗透油藏;注水开发;效果评价;问题分析

引言

我国某油田其中一个区块属于低孔隙度、超低渗透油藏，由于油藏储层本身的本身的物性相对较差，导致油田区块在初期投产阶段出现了非常明显的产量递减现象，为了能够让该油田的开发效果得到进一步提升，针对该油田区块全面实施了注水试验，目前该区块注水井的数量达到了7口，采油井数量为22口。在针对该油田区块所有注水井以及采油井实施全面的动态跟踪之后发现，整个油田区块储层表现出了非常强的非均质性，而且吸水状况也存在不均匀的问题，注水压力上升非常快，出现了顶破裂压力生产等一些特征。

1 注水评价效果分析

1.1水驱控制程度

在针对该油田区块整体构造图以及油水井的平面分布状况进行分析后可以知道，该油田区块整体投产油井数量达到22口，注水井数量达到7口。单向以及双向水驱控制程度分别达到了65.3%和17.2%，另外，三向水驱控制程度达到了4.0%，整体的水驱控制程度达到86.5%^[1]。在实际注水开发过程中其主要作用的是单向水驱控制程度，整个油田区块水驱控制程度相对比较低。紧紧依靠当前的井网设置方式来进行注水开发，实际开发效果相对较差，而且注水效果显现速度也比较慢。因此，可以针对整个油田区块储层实施增加注水井点、以及注水层位等一些改造措施，以此来进一步提升整个油田区块的水驱控制程度以及储层水驱动用程度。

1.2吸水能力分析

在开发初期阶段投产的注水井数量达到7口，而且全部采取的是分层注水方式，分注率达到了100%。在针对连续15个月的注水生产进行跟踪后发现，注水作业过程中平均的注水压力达到12.1MPa，单井实际射开砂岩的平均厚度达到了65.9m，每天的平均注水量能够达到21.8m³，注水强度的平均值能够达到0.32m³/d·m^[2]。注水井在实际进行开发的过程中注水压力、注水量、强度、视吸水指数等各项参数都逐渐趋于稳定，这也充分说明油层的实际吸水能力相对较好，而且在实际注水作业过程中并没有发生储层堵塞或者是储层的孔隙度以及渗透率产生变化，地层能量也开始逐渐恢复。

1.3 改善措施效果分析

针对该油田区块的两口井实施了补孔压裂改造措施，补孔压裂措施具体实施之后燃油产量得到了明显提升。该油田区块内某井在实施改造前全井射开有效厚度仅仅为28.5m，而实施改造之后有效厚度增加到了41.3m，在实施改造之前该油井每天产油量仅仅能够达到3.9t，原油含水率达到了1.8%，在实施补孔改造作业之后产油量峰值能够达到23.2t，含水率上升到了4.3%，实现了原油增产19.4t。针对该油田区块内另外一口井进行分析发现，该井在实施改造前全井射开有效厚度仅仅为15.6m，而实施改造之后有效厚度增加到了43.9m，在实施改造之前该油井每天产油量仅仅能够达到7.2t，原油含水率达到了2.3%，在实施补孔改造作业之后产油量峰值能够达到20.6t，含水率上升到了11.2%，实现了原油增产13.4t。由此可见，在具体实施补孔压裂施工之后，整个油田区块的产量上升非常明显^[3]。

2.存在问题分析

2.1储存非均质性

在实际针对油层储层的非均质性进行定量描述的过程中通常都会使用渗透率变异系数、突进系数等一些参数，但是移动参数在实际描述过程中会因为存在较强的人为主观因素而导致其定量化描述效果并不理想，不能够将储存非均质性进行精确的定量描述，因此在本文的研究过程中针对储存非均质性主要是通过绘制洛伦兹曲线来实现定量描述，这样就能有效避免魔兽过程中受到人为因素的干扰。在绘制洛伦兹曲线的时候其横坐标主要是利用吸水厚度百分比来进行表示，而纵坐标主要是应用吸水量百分比来进行表示，整个曲线中斜率为45°的直线，通常被称为是绝对均匀线，这也就表示如果实际绘制的曲线与45°的直线之间的距离越远，则表示注水剖面不均匀性越强。在针对该区块三口不同的水井绘制洛伦兹曲线后可以发现，该区块的注水井都表现出了一定程度的非均质性，而且互相之间的差距非常明显。

2.2合理注采比

在实际针对油田开发程度注采平衡状况进行衡量的过程中主要应用的参数就是注采比，其能够将油田注水开发过程中的产液量、注水量与地层压力之间的关系进行综合描述。目前该油田区块整体投产的采油井数量达到了22口，注水井设计数量达到8口，整体的设计注采比达到了0.36。而实际投产注水井数量为7口，那么其实际的注采比为0.32，在当前的整个开发过程中累计注采比仅仅能够达到0.23，并不能够满足油田开发初期注采平衡关系设计目标。

由于存在比较明显的注采不平衡现象，因此必然会导致注采井网出现非常明显的地层压力波动，导致在地层中会出现局部能量集中现象，导致这一区域成为高压区，从而使得注水井在开发过程中注水压力明显上升。在当前该区块实际开采过程中已经有三口注水井实际的注水压力超过了井口破裂压力，而其他四口注水井目前的注水压力与井口破裂压力非常接近，针对这种现象，必须要针对设计中未投产的注水井尽快恢复投注，这样才能尽快的实现整个区块注采平衡。

3.结束语

超低渗透油层由于本身具有较强的非均质性，导致在储层中不同的小层之间吸水能力会产生非常明显的差别，甚至经常会出现一些小层不吸水的现象，如此就会对整个油田区块的注水开发效果产生极大影响。因为存在局部高压区，导致整个油田区被注水井出现了顶破裂压力生产现象。因此必须要针对注水井与地层的物性匹配、水质监测等进行深入研究。

参考文献：

[1]樊建明，屈雪峰，王冲，张庆洲，王选茹.超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2018，40（02）：115-128.

[2]赵继勇，樊建明，何永宏，杨子清，高伟，高武彬.超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例[J].石油勘探与开发，2015，42（01）：68-75.

[3]任龙.长7超低渗透油藏注水开发数值模拟应用技术研究[D].西安石油大学，2012.