低渗油藏中高含水期改善注水效果研究与实践

王莉红

（中油辽河油田公司冷家油田开发公司，辽宁 盘锦 7 828030）

不稳定注水是利用周期性的提高和降低注水量的办法，使得油层内部产生不稳定的压力降，引起不同渗透率层间或裂缝与基质块间液体之间的相互交换，同时促进毛管渗吸作用，并增大其渗吸深度，扩大注入水的波及系数，降低含水，提高产油量。

低渗透油藏地层岩石覆压的变化引起地层孔隙度、渗透率的变化的不可逆性以及启动压力梯度的存在，证实超前注水保持地层压力水平对储层物性的保护，可以大大提高油井的产能。

1 研究区概况

L35 区块地处盘锦市盘山县陈家乡南2km 处。构造上位于冷家堡油田西南部北端，东以陈家逆断层为界与冷家堡油田的主体部位相接，其南部与L46、L75 块相接，是以3 条断层所围限的构造单元，总体构造形态是向北倾没的鼻状构造。油藏埋深2500-3200m，有效厚度15.5m，目的层S3 段从上到下分成2 个亚段5 个油层组，沉积体系包括滑塌浊积扇和轴向重力流水道相，储层岩性变化大，从砾岩到砂岩、粉砂岩，纵向上以中、细砂岩为主，黏土矿物含量较低，在4.14%～12.22%之间，平均7.71%，储层有效孔隙度18%，渗透率7.43×10-3μm2，50℃地面脱气原油粘度25.5mpa.s，20℃密度0.883g/cm3。

2001 年常规射孔+压裂250m 正方形井网投入开发，经历上产、稳产、递减、注水开发四个阶段，目前共有油井43 口，注水井19 口，注水方式为相控线性注水，注采井数比1：2.2，区块日产油59t/d，采油速度0.68%，采出程度19.2%，注水开发受低孔低渗储层特征影响采液、采油指数低；注水压力高；层内层间非均质性强，注水后期单向指进、含水上升快、纵向动用程度低等一系列开发矛盾。

2 不稳定注水机理研究及参数设计

不稳定注水通过周期性的改变注水量、注水方向，造成主力油层高低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，驱替出低渗区剩余油，从而提高注入水波及体积。周期注水：当注水井注水时，压力升高，水流优先通过高渗油层驱替原油；停注时，压力下降，油水重新分布，在毛管压差作用下，低渗层原油流入高渗层；当再次注水时，继续驱替高渗层，如此多周期后，低渗层也得到了较好的动用。如图1-2 所示。

图1 毛管渗吸作用示意图

图2 周期注水-油水交渗流动示意图

依据理论注水半周期计算公式：T=L2/2α，

式中:L——注水井排与生产井排之间的距离,cm；

α——未注水时地层平均导压系数,cm2/s；

T——注水半周期。上式说明地层的弹性越差,周期越短;油层渗透率越高,周期也越短。

导压系数是表示弹性液体不稳定渗流时压力变化传递快慢的一个参数，主要影响因素为储层的渗透率和原油粘度。地层的导压系数α 与地层的流度呈线性回归关系，其表达式为：1/α=4325（Ke/μo）-0.9584，代入区块纵向层位数据可以导出合理的注水半周期。见表1。

表1 L35 块纵向分层导压系数与注水周期统计

3 超前注水机理研究应用及参数控制

低渗透油藏地层岩石覆压的变化引起地层孔隙度、渗透率的变化，应力敏感系数反映了初始应力与初始地层渗透性随覆压的变化关系，其表达式S=-lgK/K0(lgσ/σ0）-1，低渗透储层敏感性强，初始渗透率越低，应力敏感系数越大，随着覆压的下降，有效应力下降，有效渗透率急剧下降，这种变化是不可逆的。

岩心渗透率与启动压力梯度之间呈幂函数关系，表达式为：G=cK0-n；式中G 为启动压力梯度，c 和n 为试验系数，其中n 约为1。低渗透油藏存在启动压力梯度，随着岩心渗透率的减小，启动压力梯度急剧增加。

所以超前注水就是针对低渗透油藏进行先期注水补充地层压力改善储层物性的一种高效注水开发方式，超前注水保持地层压力水平对储层物性的保护，可以大大提高油井的产能。如图3-4 所示。

图3 岩心初始渗透率与应力敏感系数关系

图4 压力分布曲线

超前注水参数包括：地层压力保持水平、注水压力、注水强度、累积注水量、注水时机控制。当最小驱替压力梯度大于启动压力梯度时，该压力为储层条件的合理压力，其表达式为η=130.4K0-0.1258；注水压力受地层破裂压力控制，一般不高于破裂压力的90%；注水强度受启动压力梯度影响，一般低渗特低渗储层低注水速度有利于油水前缘后的水由高渗透层向低渗透层渗吸；从水驱油效率曲线可以看出，当注入倍数超过1.5 时，驱油效率变化不大。所以应用注水强度计算公式计算出该低渗注水区块注水强度合理值为0.51m3/（d.m），当累积注水量达到1.5pv，即为最佳注水时机。

4 效果分析

不稳定注水半周期平均178d，含水上升率由2.58%下降为-0.5%，保持区块含水率平稳。通过控制最佳注水压力、注水量、注水体积，优选非主力层超前注水成熟井实施补层压裂，控制压裂规模，至2020 年4 月实施7 口井，均取得很好的增产效果，目前平均单井增油5t，累增油12152t。

5 结论及建议

实践表明，超前注水有利于建立有效的驱替压力系统，提高单井产量和油田最终采收率。合理的注水参数直接影响低渗透油藏注水开发效果。