超低滲透油藏超前注水開發效果分析及對策

胡書勇，雒繼忠，周志平，馬立軍，令永剛*

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 西南石油大學，四川 成都 610500;2.中油長慶油田公司，甘肅 慶陽 745100)

超低滲透油藏超前注水開發效果分析及對策

胡書勇1，雒繼忠2，周志平2，馬立軍2，令永剛2*

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 西南石油大學，四川 成都 610500;2.中油長慶油田公司，甘肅 慶陽 745100)

長63油藏屬超低滲低壓油藏，天然能量較弱。超前注水后全面投入開發，投產初期單井產量低，含水率變化穩定，部分油井壓力下降，部分注水井壓力上升。研究認為：在目前井網條件下，部分井組井距過大，沒有建立起有效的驅替壓力系統，要形成有效驅替必須縮小井距;籠統注水使得注采層位不對應，造成油井產液量較低。通過研究，提出下步調整措施，即進一步細分層系，加密井網，縮小注采井間的距離。現場實施后效果顯著。

超前注水;水驅效果;壓力系統;注水開發;井網井距;長63油藏

引 言

近年來，隨著儲量品位的逐年降低，超低滲透油藏的開發成為油田開發的重點。超前注水是開發超低滲透油藏較為有效的1種開發方式，是低滲透油田開發的重要途徑［1－3］。B153井區處于華慶油田中砂帶北部，位于陜西省吳旗縣白豹鄉與甘肅省華池縣喬河鄉境內，其主力層為長63油藏。

該油藏于2008年1月投入開發，反九點注水井網開發，實施壓裂方式投產，采用超前注水方式開采。開發初期，注水井吸水能力較強，注水壓力基本穩定，油井產能較低，含水率基本保持穩定，目前需要及時對開發初期的水驅開發效果進行分析，對已實施的井網及超前注水技術政策進行評價，提出今后科學、合理的井網類型及超前注水開發技術政策。

1 油藏概況

B153井區長63油藏分布主要受濁積水道控制，砂體厚度大，圈閉成因與砂巖的側向尖滅及巖性致密遮擋有關，為受巖性與構造雙重控制的巖性油藏，原始驅動類型為彈性溶解氣驅。儲層巖性主要為粉細—細粒長石砂巖。孔隙度為11.8%～13.7%，滲透率為 0.32 ×10－3～0.55 ×10－3μm2屬于超低滲儲層。

該區長63油藏儲層孔隙結構類型主要為小孔微喉型，其次為小孔細喉型，含少量的中孔細喉型具有低滲透儲層的典型特征。長63油藏“五敏”特征為弱水敏、弱—中等酸敏、弱鹽敏、弱速敏、弱堿敏。

2009年1月前，該油藏處于超前注水階段因新增投產井數少，注水井數增幅明顯高于油井數增幅，注采井數比最高達到1∶1，注采比較高2009年2月開始，該油藏處于全面開發階段。在基本上完成超前注水的要求后，大量投產新井。至2009年11月，共投產308口井，其中新投產油井227口，新投產注水井81口。注采井數比逐漸下降，月產油量迅速上升，由4 727 t/月增至15 67 t/月，注采比保持在2.5左右，含水率逐漸下降至21.9%，平均單井日產油量基本穩定在1.7 t/d，平均單井日注入量為15 m3/d。

2 超前注水開發初期水驅效果分析

圖1為B153區由2009年1月至2010年5月的開發動態。B153區塊目前處于穩定生產階段，月產油量平均為1×104t/月;產液量穩中有升，平均為1.34×104t/月;含水率較低，為24%左右;累計注采比為2.0左右。B153區注水開發至今，油藏累計注水80.25×104m3，累計注采比為3.4。

圖1 B153區油藏綜合開采曲線

油田開發初期，B153井區長63油藏主要開發特征如下。

(1)油井產量低，含水率變化穩定。B153長63油藏屬低壓油藏，油藏天然能量較弱。超前注水后全面投入開發，單井產量低，含水率變化穩定，部分油井壓力有所下降。根據2009年油井測試數據統計，油井平均產液指數為0.42 t/d·MPa，平均生產壓差為5.85 MPa，平均產液量保持在2.46 m3/d。注水開發油田，含水率變化具有一定的規律性，不同含水階段含水上升速度不同。含水率和含水飽和度曲線表明：中低含水期(含水率50%以前)，含水上升速度逐漸增大;高含水期(含水率50%以后)，含水上升速度逐漸減慢。目前B153區平均含水為24%，處于中低含水期。

(2)油井產能差異較大。B153區長63油藏油層物性較差，非均質性強。由于儲層物性、投產方式和改造措施等不同，對油井產能有不同程度的影響。平面上油井產能差異大且分布不均。如油藏東北部及東南局部產能達2 t/d以上，而中部和南部少部分區域產能在0.5 t/d以下。

(3)注水壓力基本穩定，地層吸水能力較強，部分井組注水壓力上升。根據B153井區開發方案，確定地層壓力保持水平在110%時開發效果較好。原始地層壓力為16.73 MPa，實施超前注水開發該區地層壓力保持在18.4 MPa左右。超前注水后全面投入開發，部分油井壓力有所下降，但部分井組注水井壓力上升。2009年進行14個井次的壓力恢復測試和13個井次的壓力降落測試。根據測試結果計算出，油井平均地層壓力為13.9 MPa，注水井平均地層壓力為23.94 MPa。

3 超前注水開發初期開發對策分析

3.1 原因分析

從前述可知，目前油田產量未達到方案設計目標。分析產量低的原因為：儲層物性差，滲透率低部分井組井距過大，沒有建立起有效的驅替壓力系統;目前油田注水采用籠統注水方式，注采層位不對應。針對上述問題，B153井區實施壓裂方式投產，儲層物性得到了改善，生產效果較好。

3.2 超前注水開發對策研究

3.2.1 有效驅動壓力系統分析

有效驅動壓力系統是指滿足一定的油井產量下，注采系統能夠提供所需的生產壓差。低滲透油藏由于巖性致密，且結構復雜及啟動壓力梯度等因素的存在，造成該類儲層滲流阻力很大，難以建立有效的壓力系統。

在理想注采平衡狀態下，B153區長63油藏注采井間的壓力剖面如圖2中的藍色理論線所示對于低滲油田來說，通過油井的壓力恢復測試和水井的壓力降落測試得出的地層壓力分別對應圖中的B點與A點。

圖2 油水井間地層壓力剖面示意圖

在生產的過程中，由于注水壓力的升高，注水井底地層微裂縫有張開的趨勢，其滲流條件會越來越好，而生產井的井底由于地層壓力的降低，其周邊地層的滲透性隨之降低。試井解釋結果可知，油井表皮系數平均值為－3.5，而注水井的表皮系數卻達到－4.3，這就說明上面的變化趨勢確實存在。這一現象使得注采井間的壓力剖面出現圖2中紅色曲線所示的特征。這時的注水井和采油井所測試的地層壓力則是代表C點和D點的壓力。

真實的地層中部壓力應該介于注水井井底地層壓力和油井井底地層壓力之間，即地層壓力應該大于13.97 MPa。因此，在評估地層壓力時，不能簡單地用油井的測壓結果代替地層壓力。雖然真實的地層壓力高于13.97 MPa，但對生產有直接影響的是油井井底附近的地層壓力，即測出的B點或D點壓力。為了穩產或增產的需要，既要通過不斷注水，使壓力逐漸波及到油井的供油區，又應注意改善油井井底的滲流條件，使泄油范圍盡量擴大。

由圖3可知，目前井間距離太大，油水井之間沒有形成有效驅替，形成有效驅替井間距離應減小到200 m左右。

圖3 油水井間地層壓降剖面示意圖

3.2.2 注采對應分析

B153井區注水井吸水能力較好，部分注水井周圍地層壓力有所升高，而對應生產井地層壓力相對較低，說明油井受效甚微，還沒受到注入水的驅替。因此，油田下步開發措施應該細分層系，加強地層層位對比研究，達到“注夠水、注好水”的目的。

3.3 措施效果分析

通過上述研究，積極實施措施調整。在局部井區實施井網加密措施，同時實施分注措施。將油藏細分為長、長和長。如該區的白155區共分注18口井，分注率達到48.6%。通過實施分層注水，吸水厚度大幅度增加，水驅動用程度提高到75%，注入剖面得到改善，對應油井產能提高。

4 結論

(1)B153井區長63低壓油藏超前注水后開發，單井產量低，含水率變化穩定，部分油井壓力有所下降。注水壓力基本穩定，地層吸水能力較強部分井組注水壓力上升，油井產能差異較大。

(2)研究結果表明，油井產量低的主要原因為井間距離偏大，油水井之間沒有形成有效驅替以及注采層位不對應。實施調整措施后，取得了明顯的效果。

［1］唐建東，劉同敬，姜漢橋，等.低滲透油藏超前注水合理時機理論研究［J］.新疆地質，2007，25(2)：192－195.

［2］高建，王仲林，王家祿，等.低滲透超前注水儲層油水分布［J］.遼寧工程技術大學學報，2009，28(增刊)28.

［3］陳家曉，黃全華.低(特低)滲透油藏極限注采井距確定的新方法探索［J］.鉆采工藝，2008，31(5)：47.

［4］胡書勇，張烈輝，等.“三低”油田中高含水期剩余油分布研究及綜合調整挖潛技術［J］.鉆采工藝，2005，2(2)：28－30.

［5］馬福軍，胡景春.新立油田低滲透油藏超前注水技術實踐與應用［J］.特種油氣藏，2005，12(3)：48－50.

［6］王瑞飛，陳明強.超前注水技術中一些參數的確定［J］．鉆采工藝，2008，31(4)：65.

［7］胡書勇，張烈輝，等.復雜斷塊油藏高含水期剩余油挖潛調整技術研究［J］.西南石油學院學報，2005，2(3)：29－31.

Effect analysis and countermeasures of advanced water flooding for ultra－low permeability reservoirs

HU Shu－yong1，LUO Ji－zhong2，ZHOU Zhi－ping2，MA Li－jun2，LING Yong－gang2
(1．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China;2．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Qingyang，Gansu 745100，China)

The Chang 63reservoir is an ultra－ low permeability，low pressure reservoir with week natural energy．After advanced water injection，the reservoir was put on full－scale production．In the early production period，per well production was low，water cut was stable，and pressure dropped in some oil wells while rose in some water injection wells．It has been realized through research that with present well pattern，well spacing is too large to establish effective driving pressure system in some well groups，and it is necessary to reduce well spacing in order to form effective flooding;in addition，commingled water injection has resulted in noncorresponding horizons of injection to production，leading to low liquid production from oil wells．The adjustment measures proposed through the research include further subdividing layers，infilling well pattern，and reducing injection－ production well spacing．

advanced water injection;flood effectiveness;pressure system;waterflood development;well pattern and well spacing;Chang 63reservoir

TE33

A

1006－6535(2012)02－0066－03

20110719;改回日期：20110729

教育部博士點基金“三維大變化尺度縫洞型碳酸鹽巖油藏復雜油水兩相流動規律研究”(20105121110006)

胡書勇(1973－)，男，副教授，博士，2006年畢業于西南石油大學石油工程專業，主要從事油氣藏數值模擬、油氣藏工程、特殊油氣田開發等領域的基礎理論及應用技術研究與教學工作。

* 參加研究工作的還有王明瑜。

編輯姜 嶺