王云梅 李永宏 余彩艷 任培榮

摘要：針對低滲透、低豐度油藏遞減快、穩(wěn)產難、采收率低的特點，采用了超前注水技術開發(fā)。在油藏研究基礎上進行井網(wǎng)優(yōu)化設計，應用儲層整體改造技術保證油井產能發(fā)揮，及時油藏監(jiān)測、動態(tài)跟蹤評價及注水方案調整保證注采關系協(xié)調，經(jīng)試驗區(qū)塊18個月的生產實踐，與相鄰的儲層性質相同的區(qū)塊對比，開發(fā)同期超前注水區(qū)塊平均單井產能是滯后注水區(qū)塊的2.3倍。超前注水開發(fā)試驗的成功，對同類油田或區(qū)塊的開發(fā)具有指導意義。

關鍵詞：低滲透油藏;超前注水;井網(wǎng)優(yōu)化;壓裂技術

近年來，隨著勘探程度的逐步深入及油層改造工藝技術的不斷提高，低滲、特低滲油田發(fā)現(xiàn)的個數(shù)及規(guī)模不斷擴大，從吉林油區(qū)石油儲量現(xiàn)狀看，探明儲量及未動用儲量中均以低滲、特低滲為主。而且根據(jù)石油資源評價結果及勘探規(guī)劃來看，今后提交的探明石油地質儲量也將以低滲、特低滲儲量為主。

在借鑒國內外同類油藏開發(fā)的經(jīng)驗基礎上，摸索出適合吉林油區(qū)油藏特點的超前注水開發(fā)模式，對今后未動用低滲油藏儲量的有效開發(fā)和油田持續(xù)發(fā)展具有重要的戰(zhàn)略意義。

1 ?超前注水技術的機理

超前注水是指注水井在采油井投產前投注，經(jīng)過一定時間的注水，使地層壓力上升至高于原始地層壓力，并建立起有效驅替系統(tǒng)，油層內驅替壓力梯度大于啟動壓力梯度后，油井投產并保持這種狀態(tài)下開采的開發(fā)方式。

從國內外超前注水所取得的認識來看，超前注水技術開發(fā)有如下特點：

（1）可建立有效的壓力驅替系統(tǒng)，單井獲得較高的產量。

（2）降低因地層壓力下降造成的滲透率傷害。

（3）有利于提高油相相對滲透率。

（4）超前注水有利于提高最終采收率。

2 ?超前注水技術的實踐與應用

近幾年在新立北地區(qū)先后開發(fā)了新214、新228等低滲透低豐度區(qū)塊，投產后初期單井產量較高，但遞減較快、穩(wěn)產難度大，為了解決這一矛盾，改善開發(fā)效果，在新立油田北部未動用儲量中選出具有代表性的新119區(qū)塊，在油藏研究、井網(wǎng)優(yōu)化和儲層改造技術基礎上，開展超前注水開發(fā)試驗，以提高同類油藏開發(fā)水平。

2.1 開展油藏研究工作，為井網(wǎng)優(yōu)化提供地質基礎

新119區(qū)塊位于新立油田穹隆背斜的北部，西鄰214區(qū)塊，南與228區(qū)塊相連。通過新立北地震、鉆井、沉積微相研究結果表明，區(qū)塊儲層以河道沉積為主，橫向變化大，由于距沉積物源較遠，砂體發(fā)育程度較差，油藏控制因素以巖性為主，區(qū)塊目的層以扶、楊油層為主，主力油層為8、10、13、15號小層。根據(jù)鄰區(qū)取芯井物性資料分析，儲層平均孔隙度12.9%，平均滲透率1.22×10μm²。構造形態(tài)是一個向西北傾沒的單斜構造，其中斷層相對油田主體部位不發(fā)育。根據(jù)油藏控制因素綜合分析認為在新立北地區(qū)構造對油藏控制作用不明顯，巖性、物性對油氣有明顯的控制作用。

2.2 優(yōu)化井網(wǎng)設計，尋求適合儲層發(fā)育特點的井網(wǎng)

在油藏研究基礎上，對該地區(qū)進行油藏數(shù)值模擬評價工作，確定適合于該區(qū)儲層發(fā)育特點的井網(wǎng)。

2.2.1布井方式的優(yōu)化

在相同井網(wǎng)密度下分別對反七點法、反九點法及五點法布井方式進行數(shù)值模擬，從采收率來看，反九點法面積注水布井方式最優(yōu)。

2.2.2井距與排距優(yōu)化

在同一布井方式下，我們對不同井距及排距進行數(shù)值模擬，結果120m×500m方案最優(yōu)?？杀苊鈻|西向裂縫造成的水竄，縮短南北向油井注水見效時間，試驗井網(wǎng)初期部署開發(fā)井24口。東西向井距500米，南北向排距120米菱形斜反九點面積注采井網(wǎng)。

2.3 應用先進儲層改造技術，提高油井產能

借鑒相鄰區(qū)塊經(jīng)驗，根據(jù)119區(qū)井網(wǎng)狀況，應用油藏模擬技術，確定壓裂參數(shù)。

縫長設計：油井排半縫長125-150m，即穿透比控制在50-60%;水井排半縫長100-125m，即穿透比控制在40-50%。

縫高：根據(jù)該地區(qū)隔層遮擋能力，設計縫高為砂巖厚度2-3倍。

縫寬：根據(jù)以往壓裂擬合計算縫寬為5-6mm。

加砂強度設計：油井排井加砂強度4-5m/m，水井排井加砂強度2.5-3m/m。

支撐劑的選擇：理論計算，油層需要裂縫提供導流能力28.2μm.cm，該區(qū)塊的最大閉合壓力為24.6MPa。粒徑為0.45—0.9mm的通遼砂在此閉合壓力下導流能力為48.0μm.cm，長期導流能力按60%計算為28.8μm.cm，因此支撐劑選粒徑0.45—0.9mm的通遼砂。

2.4 超前注水方案實施

在油藏研究、井網(wǎng)優(yōu)化基礎上，制定了水井投注、油井投產、油藏監(jiān)測和投產后注水調整方案。

注水采用分層注水方式，首先混注，待明確層間吸水差別后實施分層注水，初期設計單井日注量為25m3，待油井投產后，分析相應注水層段的油井產量，根據(jù)油水井連通程度，折算水井分層注入量，再進行調整。

借鑒國內外油田開發(fā)經(jīng)驗，超前注水地層壓力達到原始地層壓力的105-115%之間作為油井的投產最佳時機。注入壓力一般不能超過油層破裂壓力，若注水一段時間后，油層未達到投產條件，而注入壓力上升較快、注水困難時，油井可進行投產。在注水情況正常，而油

3 ?結論

（1）、應用超前注水技術開發(fā)低滲透、低豐度油藏，通過實踐取得了較好的開發(fā)效果，對提高同類油田或區(qū)塊開發(fā)水平具有指導意義。

（2）、通過試驗形成了較完備的注水方案、投產方案和油藏監(jiān)測方案，總結了一套超前注水開發(fā)的工作程序，為今后超前注水工作的有效開展提供了寶貴的經(jīng)驗。

（3）、油藏研究工作的早期介入，為井網(wǎng)優(yōu)化及開發(fā)方案的科學制定提供可靠的技術支持;適合于儲層發(fā)育特征的井網(wǎng)，為注采關系的建立提供了強有力的保障;適合低滲透油藏開發(fā)特點的儲層整體改造技術，為油井產能的發(fā)揮創(chuàng)造了條件;合理的壓裂規(guī)模、減少油層污染的壓裂液，有效提高了油層導流能力，投產后動態(tài)跟蹤評價及注水方案調整，保證了注采關系的協(xié)調，從而獲得較高的穩(wěn)產水平。

參考文獻：

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