大慶油田采油五廠

扶楊油層超前注水試驗

周洪怡大慶油田采油五廠

通過室內(nèi)實驗，對扶揚油層4口井329塊巖心進行了微觀孔隙結(jié)構(gòu)和滲透特征研究。確定超前注水的地層壓力保持水平為原始地層壓力的120%左右；超前注水合理注入量為地下孔隙體積的0.024 PV。試驗區(qū)通過實施超前注水，注采壓力梯度達到0.055MPa/m，高于扶楊油層啟動壓力梯度，建立了有效驅(qū)動體系。通過實施超前注水，單井產(chǎn)能達到2.4 t，產(chǎn)油是同步注水區(qū)塊的1.1倍，年遞減為22.2%，與同步注水區(qū)塊相比，減緩了20.5個百分點。

扶楊油層；超前注水；地層壓力；注水強度；產(chǎn)能

1 扶楊油層特點

扶楊油層在沉積過程中受北部物源控制，物源供給不足，巖性主要為含泥長石巖屑細砂、粉砂巖，膠結(jié)類型以孔隙式、再生孔隙式、薄膜孔隙式膠結(jié)為主，填隙物以泥質(zhì)和方解石為主。扶楊油層巖心樣塊孔隙度主要分布在10%～16%之間，空氣滲透率一般在0.1～1.5mD之間，屬于低孔、特低滲儲層。扶楊油層流體流動性差，油層流度低，只有0.16×10-3μm2/mPa·s，開發(fā)難度很大；地層應(yīng)力下的壓敏指數(shù)高、滲透率恢復(fù)系數(shù)低，最高有效壓力（40MPa）的壓敏指數(shù)比地層應(yīng)力下的壓敏指數(shù)要高很多。說明在采油過程中，隨著地層壓力下降，地層滲透率仍然有很大幅度下降，即使注水恢復(fù)地層壓力，滲透率仍然不能恢復(fù)到初始滲透率狀況。

2 超前注水技術(shù)界限量化

通過室內(nèi)實驗，對扶揚油層4口井329塊巖心進行了微觀孔隙結(jié)構(gòu)和滲透特征研究，系統(tǒng)評價了扶楊油層物性和滲流特征，確定喉道是影響扶楊油層流體性質(zhì)的主要因素。通過理論研究以及數(shù)值模擬等方法，研究確定了超前注水技術(shù)界限：一是確定超前注水的地層壓力保持水平為原始地層壓力的120%左右；二是確定超前注水的合理注水強度為2.0m3/d·m；三是確定超前注水合理注入量為地下孔隙體積的0.024PV。

3 現(xiàn)場試驗

（1）地層壓力保持較高水平，能夠建立有效驅(qū)動體系。從扶楊油層啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線來看，滲透率小于1mD時，啟動壓力梯度迅速增大，采取超前注水可提高驅(qū)動壓差，有利于建立有效驅(qū)動體系。地層壓力監(jiān)測結(jié)果表明，目前油井端平均地層壓力為18.7MPa，為原始地層壓力的111.0%，水井端地層壓力為27.98MPa，注采壓力梯度為0.055MPa/m，高于扶楊油層啟動壓力梯度（0.035MPa/m），建立了有效驅(qū)動體系。

（2）保證了初期單井產(chǎn)能，見到了注水效果。初期平均單井日產(chǎn)液量5.2 t，日產(chǎn)油量2.4 t，含水53.8%，目前平均單井日產(chǎn)液量4.2 t，日產(chǎn)油量1.6 t，含水61.9%，投產(chǎn)以來階段遞減為33.3%。對試驗區(qū)油井進行分析，其中有7口井與最低產(chǎn)量對比有注水受效顯示，這部分井平均射開有效厚度9.6m，目前日產(chǎn)液量3.9 t，日產(chǎn)油量1.1 t，日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量上升，見到了注水效果。

（3）與常規(guī)注水對比，超前注水產(chǎn)量遞減小。通過實施超前注水，保持地層壓力穩(wěn)定，能夠有效提高單井產(chǎn)能，減緩產(chǎn)量遞減。對比超前注水與同步注水投產(chǎn)后初期產(chǎn)量及后期遞減情況，超前注水投產(chǎn)后日產(chǎn)油由3.3 t下降到2.1 t，年遞減率為36.4%，同步注水區(qū)塊投產(chǎn)后平均日產(chǎn)油由2.9 t下降到1.3 t，折算年遞減率為56.9%，初期日產(chǎn)油是同步注水區(qū)塊的1.1倍，年遞減率相差20.5個百分點，尤其是試驗區(qū)折算年遞減為22.2%。

4 結(jié)論

（1）研究確定了超前注水政策技術(shù)界限，確定超前注水的地層壓力保持水平為原始地層壓力的120%左右；確定超前注水合理注入量為地下孔隙體積的0.024 PV。

（2）試驗區(qū)通過實施超前注水，注采壓力梯度達到0.055MPa/m，高于扶楊油層啟動壓力梯度，建立了有效驅(qū)動體系。

（3）通過實施超前注水，單井產(chǎn)能達到2.4 t，產(chǎn)油是同步注水區(qū)塊的1.1倍，年遞減為22.2%，與同步注水區(qū)塊相比，減緩了20.5個百分點。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.7.021