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低渗油藏精细注水技术研究
作者：宋晓
来源：《科学与技术》2014年第08期
摘要： 欢东油田稀油低渗透油藏地质储量4465万吨，占欢东油田稀油总储量的36.1%，采出程度只有16.12%，注水开发潜力较大。由于该类油藏地质条件差，对注采工艺要求苛刻，注水开发难度大。针对大部分中高渗油藏已经处于开发后期，增产难度大的现实，从开发形势和发展需要出发，笔者以欢北杜家台油层为突破口，开展了低渗透油藏精细注水工作，以点带面逐步推进，带动了我厂低渗透油藏注水开发的新局面，为产量结构的调整奠定了基础。 关键词： 低渗油藏； 注水开发；注采工艺 1基本概况
1.1低渗油藏物质基础大，开发水平低
欢北块位于辽河断陷西斜坡南部，开发目的层为杜家台油层。含油面积37.2平方公里，地质储量2409万吨，占低渗透油藏储量的54%。油藏曾早期转注67口井实施注水开发，受注入水水质和地质条件的影响，由于注水压力高注不进，未能实现持续有效注水开发，处于低速开发阶段。
1.2储层物性差，非均质性严重
欢北杜家台储层为一套由褐灰—深灰色泥岩与浅灰色砂岩、含砾砂岩、砂砾岩及砾岩组成的正韵律储层，岩性以浅灰色细砂岩、粉细砂岩为主，成份以长石、石英为主；胶结物有泥质和钙质，胶结类型以孔隙式胶结为主。油层平均渗透率为73.3毫达西，油层平均有效厚度16米。
平面上，由于砂体受沉积相带的控制，相带窄，砂体侧向上连通性差，砂体之间、微相之间渗透率相差数倍甚至十几倍。总体上主体相带物性好，孔隙发育，连通性好，非主体相带物性差，孔隙不发育，连通性差，500米井距连通系数仅40%。
纵向上，不同油组之间渗透率和孔隙度差异大，Ⅱ油组物性好，Ⅰ、Ⅲ油组物性差。层间渗透率级差一般在100-634倍，最高达4000倍以上。 1.3油水关系复杂
该块油层主要受构造控制，小层都呈条带状分布，分为三套油水组合。按油水分布关系分类，杜Ⅰ组为边水油藏，油水界面-2630米；杜Ⅱ组局部存在边水，油水界面-2682米，杜Ⅲ组为边水油藏，油水界面-2775米。油藏类型为具有边水的岩性-构造油藏。
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1.4 天然能量小
欢北杜家台油藏主要驱动能量为油藏本身的弹性能量和边水能量，从试水资料来看，各油藏边水不活跃，能量小。开采初期为溶解气驱和弹性驱动，中后期部分断块为边水驱动。弹性产率仅为3.2%，溶解气采收率12.4%。 2 低渗油藏精细注水技术研究 2.1注采井网优化设计研究 2.1.1考虑构造位置高低
注采井别设计过程中，相对注水井构造低部位油井采用长井距，构造高部位油井采用短井距，保证不同构造位置油井均能见到较好注水效果。 2.1.2考虑储层发育及沉积相展布
针对该块物性差、连通程度低的问题，结合沉积相带分布特征，优化注采井网，采取高注低采，厚注薄采的注采方式。 2.2注采参数优化设计研究 根据临界流速计算公式：
Qp=（0.0567×2Rw/Ri2）.[1.0259.a.Rp/（0.974.a.Rp+0.8845）] 计算，得出单井注水量为30～50方。由于低渗油藏油水两相相对渗透率相对较低，尤其是油相渗透率见水后急剧下降，为避免放大注水量造成油井见水后含水急剧上升的现象发生，采用多井少注，点弱面强的方式进行温和注水，初期单井日配注30方。
同时，该块非均质性严重，针对平面上注水井注水压力差异较大、注水压力高、吸水能力差的问题，对新转注井采取“单井单泵”高压增压，结合储层破裂压力大小，设计最高注水压力35.0MPa。
2.3配套技术研究 2.3.1注水启动压力研究
由于油层有效渗透率低，注水启动压力高，油层吸水能力低，为了保证注上水、注够水，采用了环氧树脂粉末涂层的注水管线、井口安装过滤装置、单井单泵增注。 2.3.2高压注水管柱工艺研究
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欢北块低渗透油藏注水压力高（平均压力16.8MPa，最高压力为32MPa），为了保护水井套管，实现低渗透油藏正常注水，2008年以来通过研究与完善高压笼统注水管柱、高压分层注水管柱以及小井眼高压油套分注管柱工艺逐步的实现了这一目标。 2.3.3水井防膨预解堵技术研究
该块粘土含量较高（10.15%），由于有机阳离子聚合物在水中电离出来的有机阳离子，对粘土颗粒有吸附作用，能抑制了粘土颗粒的水化、分散、运移，起到了稳定粘土的作用，对投转注井进行防膨处理。 3 实施效果分析
3.1低渗油藏精细注水技术，实现了欢北块有效注水开发
以“注好水、注够水”为保障，通过地质再认识，结合欢北块注水，以完善注采井网为手段，以增加动用储量为目的，在欢北块优选了8个区块进行低渗油藏精细注水。日增注水900方，增加水驱控制储量575万吨，预计可提高采收率7.65%。 3.2小断块注水效果明显
欢629块位于辽河断陷欢喜岭油田下台阶。区块依靠天然能量开采，产量下降快。实施精细注水开发后，开井率从25%上升到75%，日产油从5吨上升到9.5吨，采油速度从0.14%上升到0.26%；欢58块位于欢喜岭油田高垒带北部上台阶，为中孔中低渗油藏。该块实施精细注水开发后，增加可采储量25.67万吨，预计水驱采收率能达到35.32%，提高采收率12.52%。
截止目前，实施低渗油藏精细注水技术，累计增油3.12万吨，创效4143.4万元。 4、结论
（1）加强精细地质研究、优化注采井网、进行与地质特征相匹配的注采参数设计、加强工艺技术的配套应用，是实施精细注水、改善低渗油藏开发效果的关键。
（2）低渗油藏的精细注水技术，为改善低渗油藏开发效果，维持稀油油田长期稳产提供了新的思路，对同类油藏具有较强的指导意义和借鉴价值。 参考文献：
[1]高红岩.精细注水技术在小断块实施效果及研究[J].内蒙古石油化工.2009 （04）