低滲透油田超前注水開發模式研究

師海軍 （中石油大慶油田有限責任公司第七采油廠，黑龍江 大慶163517）

大慶外圍油田肇212區塊位于三肇凹陷永樂向斜南部斜坡上，區塊構造起伏相對平緩，地層厚度為12.5～19.8m，儲層以薄層為主，單井平均有效厚度4.2m；區塊原始地層壓力為14.18MPa，平均有效孔隙度為19.8%，平均空氣滲透率為74.2×10－3μm2，屬于低滲透油藏，存在啟動壓力梯度和應力敏感性特征，在開發過程中滲流阻力大，壓力傳導能力差，而且壓力、產量降低后恢復起來十分困難［1－2］。為此，筆者進行了超前注水開發模式研究，以便為低滲透油田的開發提供參考。

1 超前注水施工參數分析

1.1 地層壓力

采收率為研究確定最佳地層壓力的量化指標，采收率越高說明超前注水試驗的效果越好。圖1所示為采收率與地層壓力／原始地層壓力之比的變化曲線圖。從圖1可以看出，當地層壓力與原始地層壓力之比為1.1～1.2，即地層壓力為原始地層壓力的1.1～1.2倍時，采收率較高。

1.2 注入孔隙體積倍數

地層壓力上升水平通常由注入孔隙體積倍數（指累積注入量與油層孔隙體積之比）計量［3］。由于注入孔隙體積倍數相同時地層壓力上升水平一致，因而計算注入孔隙體積倍數時采用折算壓力的方式進行。注入孔隙體積倍數與地層壓力／原始地層壓力之比的關系曲線圖如圖2所示。由圖2可知，當地層壓力為原始地層壓力的1.1～1.2倍時，注入孔隙體積倍數為0.012～0.019。

圖1 采收率與地層壓力／原始地層壓力之比的關系曲線圖

圖2 注入孔隙體積倍數與地層壓力／原始地層壓力之比的關系曲線圖

1.3 注水強度

注入強度是超前注水試驗研究的重要指標。設計注水強度分別為1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0m3／（m·d）共6套注水強度方案。分別對6套不同注水強度的方案進行數值模擬計算（模擬10年開發指標），得到各方案采收率與綜合含水率關系曲線圖（見圖3）。從圖3可以看出，當采取方案3和方案4時采收率較高，因而確定注水強度為2.5～3.0m3／（m·d）。

1.4 注水時間

根據試驗結果，設計5套超前注水與同步注水方案，當超前注水天數分別為0（即同步注水）、90、120、150、180和210d。分別對5套不同超前注水時間與同步注水的方案進行數值模擬計算（模擬10年開發指標），繪制各方案采收率與綜合含水率關系曲線圖（見圖4）。由圖4可知，當超前注水時間約為6～7mon時效果較好。

圖3 采用不同注水強度方案時采收率與綜合含水率關系曲線圖

2 實際開發效果分析

根據超前注水相關參數的研究情況，在肇212區塊選取源271井區開展超前注水開發試驗，采用如下施工參數，即地層壓力為原始地層壓力的1.14倍，注水強度為3.0m3／（m·d），孔隙體積倍數為0.015，注水時間為6mon，取得了較好的開發效果。

2.1 油層保持較強的吸水能力

超前注水初期平均單井注水壓力12.1MPa，日注水29m3，視吸水指數2.36m3／（d·MPa）。開發12mon后，注水壓力14.6MPa，日注水23m3，視吸水指數1.57m3／（d·MPa）。與臨近同步注水井區相比，超前注水井區保持了更強的油層吸水能力。

2.2 油層動用狀況較好

采用不同注水方式時井區油層吸水情況統計表如表2所示。從表2可以看出，雖然采用超前注水和同步注水時對主力油層的動用狀況相似，但超前注水時對非主力油層的動用狀況明顯好于同步注水。

表2 采用不同注水方式時井區油層吸水情況統計表

2.3 油井生產水平較高

超前注水區塊油井投產初期直井平均單井初期產量2.1t，水平井平均單井初期產量4.2t，全區投產初期日產油2.6t。同步注水區塊油井投產初期直井平均單井初期產量1.8t，水平井平均單井初期產量4.0t，全區投產初期日產油1.9t。兩者相比，超前注水區塊投產效果要好于同步注水區塊。

3 結論

1）進行超前注水開發時，可以采用如下施工參數較為合理：地層壓力為原始地層壓力的1.1～1.2倍；注入孔隙體積倍數0.012～0.019；注水強度為2.5～3.0m3／（d·m）；注水時間為6～7mon。

2）實際生產效果表明，采取超前注水開發方式后，油層保持較強的吸水能力，油層動用狀況較好，同時油井生產水平較高。

［1］ 車起君，雷均安，冉玉霞，等 .超前注水提高特低滲透油田開發效果 ［J］.大慶石油地質與開發，2003，22（1）：20－22.

［2］ 馬福軍，胡景春，莊健，等 .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）：47－49.

［3］ 王瑞飛，宋子齊，何涌，等 .利用超前注水技術開發低滲透油田 ［J］.斷塊油氣田，2003，10（3）：43－48.