徐沖

摘 要：冷35塊油層屬于低滲油藏，由于投產(chǎn)初期采用天然能量開采，導(dǎo)致地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減幅度較大。為提高開發(fā)效果，對區(qū)塊注水開發(fā)的可行性進行了研究，主要分析了其油水粘度比、砂體連通狀況、儲層基本條件，并進行了室內(nèi)物模試驗，對水驅(qū)采收率進行了預(yù)測，綜合研究確定在該塊實施精細注水。詳細闡述了通過優(yōu)化注水水質(zhì)和注水參數(shù)確定合理的注水工藝，并對注水開發(fā)的效果進行了評價。

關(guān)鍵詞：低滲油藏;精細注水;可行性分析;注水工藝設(shè)計

1 開發(fā)現(xiàn)狀

冷35塊屬于低滲砂巖油藏，以天然能量開發(fā)為主。油層物性較差，邊水能量較小，天然能量標(biāo)定采收率低，為9.07%～9.9%。彈性開采采收率僅為1.87～2.7%，溶解氣驅(qū)階段采收率為7.2%。如果繼續(xù)采取天然能量進行開發(fā)，一次采收率低。

面臨這樣的開發(fā)問題及矛盾，在開發(fā)上，應(yīng)積極探索低滲區(qū)塊注水開發(fā)的可行性，及時轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，補充地層能量，以提高油田最終采收率。

2 冷35塊注水開發(fā)可行性分析

2.1? 油水粘度比方面

根據(jù)高壓物性資料分析，冷家油田西部地區(qū)S3油藏原油為稀油，地層原油粘度平均為2.6mPa·s，油水粘度比為7.9，適合注水開發(fā)。

2.2? 砂體連通狀況

全區(qū)各斷塊主力層連通程度較好，冷35塊主力油層砂體厚度連通系數(shù)83.7%。

2.3? 儲層敏感性評價

（1）水敏性評價。冷西地區(qū)儲層水敏指數(shù)在0.27～0.5之間，陽離子交換量（CEC）大于4mmol/100g，膨脹率為1.5～4，屬于中等偏弱水敏。

（2）速敏性評價。采用流動試驗評價方法對儲層巖石的速敏性進行評價。本區(qū)儲層速敏性指數(shù)在0.13～0.23之間，屬中等偏弱速敏

（3）鹽敏性評價。經(jīng)絮凝法鹽敏性評價實驗分析，該區(qū)儲層的臨界礦化度在2500mg/L以下，屬于中等偏弱鹽敏。

（4）酸敏性評價。對該區(qū)四個樣品分析得出，酸敏指數(shù)小于0.05，說明儲層無酸敏性。

從上述各項評價結(jié)果可以看出，冷西地區(qū)沙三段儲層敏感性評價結(jié)果：屬于“中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱鹽敏、無酸敏性儲層”，可以實施注水開發(fā)。

通過上述儲層基本條件分析，認為該區(qū)儲層適合注水開發(fā)。

2.4? 室內(nèi)物模試驗

根據(jù)室內(nèi)物模試驗結(jié)果，注入1PV水時驅(qū)油效率為34.98%，說明注水開發(fā)可以取得較好的效果。

2.5? 水驅(qū)采收率預(yù)測

通過油氣儲委等五種經(jīng)驗公式預(yù)測，冷西地區(qū)冷35塊S3油層250m井距采用注水開發(fā)，最終水驅(qū)采收率為23.6%。數(shù)值模擬研究預(yù)測得出，冷35塊S3油層采用250m井距注水開發(fā)采收率為18%，比天然能量開發(fā)采收率提高8.9～12.2%。

綜合以上研究和認識，冷西地區(qū)冷35塊選擇注水開發(fā)方式是可行的。但由于冷35塊儲層屬于低-中碳酸鹽含量，低孔-特低滲儲層，而且中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱鹽敏、無酸敏性儲層。因此，決定在該塊采用精細注水技術(shù)，提高區(qū)塊的開發(fā)效果。

3 注水工藝設(shè)計

3.1? 注水水質(zhì)要求

目前國內(nèi)各油田主要有以下幾種供水水源：地下水、地面水、含油污水。根據(jù)該塊塊油藏特點以及該區(qū)實際情況，采用含油污水作為注入水。

根據(jù)冷35塊油層的滲透率，執(zhí)行SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中注入層平均空氣滲透率0.05-0.5μm2系列的標(biāo)準。

3.2? 注水參數(shù)設(shè)計

冷35塊采用高壓注水，預(yù)測井口壓力22～27MPa，以提高油層的吸水能力，注水井油層壓力在45MPa左右;注采比對于冷35塊來說，注采比為1.2時，采收率最高，油井生產(chǎn)壓差應(yīng)在10MPa左右，油層壓力應(yīng)恢復(fù)到22MPa以上;注水初期單井日注40～50m3/d，后期可根據(jù)注采動態(tài)調(diào)整（原則上單井日注水量不超過70m3/d）。

3.3? 注水井口及管柱設(shè)計

（1）注水井口

從注水系統(tǒng)壓力分析可知，冷35塊的油層壓力保持水平在25MPa左右時，井口注水壓力預(yù)測在27MPa，因此采用350井口為注水井口。

（2）注水管柱設(shè)計

注水初期采用籠統(tǒng)注水，取得吸水剖面后，考慮早期分層注水工藝。可采用同心可調(diào)分注技術(shù)及測試工藝技術(shù)。考慮到長期高壓注水，油藏埋藏較深以及注水壓力波動等因素，選擇φ73mm外加厚N80油管（壁厚5.51mm）。

4 開發(fā)效果評價

共投入注水井17口，累計注水130.4×104m3。

從注水水質(zhì)情況看，水處理系統(tǒng)采用膜處理技術(shù)，出水水質(zhì)好。處理清水懸浮物0.5～1.2mg/L，粒徑中值0.6～1.1μm;處理污水懸浮物0.4～1.1mg/L，粒徑中值0.25～1.1μm，含油0.9～1.2mg/L，達到了方案設(shè)計要求，運行良好、平穩(wěn)。

從注水井情況看，吸水能力穩(wěn)定，但注水壓力上升較快，注水壓力增至23.6MPa，目前已接近破裂壓力。從井組情況看，油井見效后產(chǎn)量、含水穩(wěn)定，見效特征主要表現(xiàn)為遞減速度減緩，動液面上升，并基本保持穩(wěn)定。

5 結(jié)論

（1）針對冷35塊S3油藏開發(fā)過程中出現(xiàn)的問題和矛盾，需要及時進行開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換與研究，以改善區(qū)塊開發(fā)的效果。

（2）冷35塊S3油藏適合注水開發(fā)，實施注水開發(fā)后采收率可提高8.9～12.2%。

（3）通過優(yōu)化注水水質(zhì)和注水參數(shù)，完善配套注水工藝等手段，為冷35塊低滲、易傷害油藏長期注水開發(fā)提供了技術(shù)保障。

參考文獻

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