利853块低渗透油藏注水研究

利853块低渗透油藏注水研究

王云春

滨南采油厂采油四矿王云春

摘要：随着低渗透储层勘探储量的不断增加，低渗透油藏开发技术越来越为人们所重视。低渗透储层的开发技术就是在原有的工艺基础上，针对低渗透的特性，结合已有的工艺技术，取长补短，形成适应于低渗透特性的工艺技术。当前，人们开始关注蕴含着丰富石油资源的低渗透油田，但是由于其具有孔隙结构和非均质性等特征，因而需要采用特定的开采工艺。注水开发技术是当前研究最广泛的低渗透油田开采技术。本文首先分析了利853块低渗透油田的特征，然后结合现场试验和理论研究，对利853块注水开发技术进行了分析和探讨。

关键词：低渗透油田；注水；注采比；注采井距

1.利853块油田的特征

1.1油藏地质特征

（1）基本概况。利853块位于利津生油洼陷北部的郑南斜坡带上，北邻陈家庄凸起，西依滨县凸起。主要含油层段是沙三、沙四段砂砾岩体。含油面积为5.2km2，地质储量515×104t。（2）构造特征。利853块构造简单，是一个西南倾的单斜构造。S3下和S4a段以滨浅湖沉积为主；b、c、d段为陡坡深水水下扇，以扇根或扇中亚相的辫状水道沉积为主，沉积巨厚储层。（3）储层特征。利853块岩性以灰褐色油斑含砾砂岩、粒状砂岩为主。从表一看砂体的孔隙度、渗透率极低。碳酸盐含量较高，胶结致密，属于低孔、低渗储层。砂体分布：通过地层对比划分，沙三下～四段共划分为5个砂层组，19个小层，15个含油小层，8个主力小层。（4）流体性质。利853块地面原油密度为0.8589g/cm3，地层原油密度0.688g/cm3，地面原油粘度8.29mPa.s，地下原油粘度仅0.87mPa.s，凝固点27.8oC，含硫量0.19%。矿化度50623-112520mg/l，CaCl2水型。高压物性数据原始溶解油气比为112m3/m3，饱和压力为15.24MPa，地饱压差高达11.72MPa。原油压缩系数1.91×10-3MPa-1，体积系数1.405。束缚水饱和度高，储层可动的流体饱和度小（5）油藏类型。利853块含油储层的边界多为干层，沙三下-沙四上a多为透镜状岩性油藏；主力油组沙四上b、c以及沙四上d为多期沉积的块状岩性油藏。成藏主要受到了岩性的控制，油藏类型应为具低孔、低渗、稀油、常温常压的岩性油藏。

1.2地质-动态特征。（1）油田渗透能力较低。油层厚度较小，低渗透油田的井点平均空气渗透率仅为10×10-3/μm2，平均有效孔隙度平均范围为10%左右。油层的物性较差导致油井的自然产能低，因而须经过压裂改造之后方能产油。（2）油层呈裂缝发育，注水开发过程中水沿定向裂缝的推进速度较快。距裂缝较远的部分井注水效果见效较慢，产量比较偏低。（3）天然能量较低。油井投产之后的产量和压力下降速度较快，油井投产初期能见到10t/d的产能，经过不到半年开采之后，地层压力就下降，单井产量迅速由10t/d下降至1-2t/d。

2利853块油田注水开发技术研究。将注水方法与采油工艺相互结合同步实施，以提高低渗透油田的开采量。

2.1注水方法与采油工艺同步实施，确保油田具有较高的产油率

众所周知，低渗透油田具有较小的天然能量和较差的导压性能，因而可通过采用同步注水的方法，从而有效保证地层压力并最大程度的减小渗透率损失。

另外根据不同压力保持水平含水和采出程度关系曲线看，利853块最佳转注时机和压力保持水平是0.9Pi，投产方案实施同时即进行注水开发。2007年油井转注利853块的压力保持水平小于0.6Pi，水驱效果比较差。生产实际结果表明，采用同步注水工艺的油井，投产6个月之后的采油强度平稳不降，产量下降较小。而滞后注水的采油井，生产几个月之后，产能迅速下降，这和模拟计算结果较为一致。例如利853X41和利853X42井，自投产之前对应水井就开始注水，投产半年来能量一直保持很好，2口井日油18.6吨，平均动液面300米，沉没度为1300米。

2.2采取早期分层注水，提升油田储量

利853块油田具有油层个数少和层间渗透性差异大的特点，存在较大的层间矛盾。因此，采取早期分层注水，该方法可有效的增加油层的动用程度，从而有效减缓含水上升速度。（1）对套管损坏的注水井，应使用承压较高、卡距较细和体积较小的封隔器，以提高套管的密封率；（2）老分层井具有较为突出的层间矛盾，因而应加强细分层注水，并最大限度上挖潜差油层潜力。依据已分层井周围的油井实际情况，对层段较少、厚度大以及层段内吸水差异较大的油井采取细分注水工艺；（3）利853块多层合采合注井多，平均单井射开6.6层45.1米。开发层系多，非均质影响严重，造成注水单层突进，对应油井含水上升。对新投注井，应采取早期同步分层注水，对注采调转井进行直接分层从而最大程度上减缓层间矛盾。

2.3采用初期高注采比注水，恢复油井产油能力和地层压力

根据该块注水见效的井，可以看出增大注水量是低渗透油田的主要补充能量地方法，因此，该块产能较低的井可以停井，停井期间对应水井提高注水量，提高注采比，这样可以提高单井产油能力，地层压力也得以恢复。

2.4采用周期注水，提升油田储量

油层裂缝发育呈多向性和多形态，油层具有较为明显的非均质性。进行注水开发之后，注水沿裂缝和高渗透层进行突进，从而致使出吸水和出油层数不断减少，油层的层间矛盾进一步加剧，油层的动用状况逐渐变差。而周期注水是当前解决以上问题的最为有效的一种水动力学调整方法，其通过周期性的改变采出量和注入量，使油层中压力场不稳定，在地层中进行流体的层间交换和重新分布，从而促进毛细管的渗吸作用，提升洗油效率和注水波及系数，从而最终提升采收率。

2.5加密调整井网，减小注采井距，增大水驱控制程度

油田的开发效果在很大程度上取决于井网的水驱控制程度，其在一定程度上决定了同步注水采油的袖层能量。当砂体的分布面积维持某种数据时，注采井数比和注采井距在很大程度上决定了井网的水驱控制程度。因此，在适当范围内增加井网注采井数比或减小井距对提高井网的水驱控制程度均具有一定的促进作用。利853块注采井距偏大，难以建立有效的注采压差，应该实施井网加密，井距在150－200m之间开发效果比较好，目前该块逐渐在调整井距，转注2口井，加密新投9口井，更新1口井，处于比较合理的井距。

2.6高压注水和改善水质

针对油藏原始地层压力高，压力系数大，为了满足油藏工程对注水的需要，设计高压注水，在利853注水站建高压注水站，该站设计注水压力为32兆帕，实施高压注水。根据油藏平均空气渗透率和孔吼直径，参照石油行业水质标准SY/T5329-94，利853块低渗透油藏水质标准为A2级。针对低渗油田开发的需要，引进精细过滤装置，目前利853块注水已经上精细过滤装置，并且用本区块的水源井注水，处理后的水经现场化验总矿化度为4566mg/l,达到了低渗油藏的注水要求。该块有3口水井正常注水，对应油井能量稳中有升，沉没度保持在为1000米左右，产能18.6吨/天，见到了很好效果。

3结论

深化油藏地质再认识，进行注水开发调整是低渗透油田保持长期稳产的重要途径。不稳定注水、沿裂缝强化注水、打加密调整井等都是特低渗透油田开发后期重要的稳产手段。注采井网部署时必须做到注水井排列方向平行人工裂缝方向。最大限度的避免油井暴性水淹，提高水驱采收率。低渗透油藏需根据原始地层压力情况选择先期注水或后期注水方式，对于大规模压裂区块需结合裂缝方位选择布井方式及井排井距大小。应确保高水质注水，注足水，保持油层具有稳定的吸水能力。应用吸水剖面资料，搞好分层注水，随着累计采油量以及采出程度的不断增加，各小层地层压力的变化加大，层间矛盾愈加突出。进行分层注水，可以改善主力小层的吸水状况。