特低渗透油田注水开发技术.doc

特低渗透油田注水开发技术。 王道富李忠兴杨克文史成恩李恕军赵继勇吴志宇 (长庆油田分公司)摘要本文根据鄂尔多斯盆地成功开发的特低渗油田安塞、靖安、华池油田 长6、长3油层的储层特征及开发实践，总结、提出了特低渗油田注水开发的主 要技术，即油藏综合评价技术，优化布井技术，精细注水工艺技术，超前注水 技术，注采参数、注水方式优化及调整技术，加密调整技术等，从而提高单井 产量及最终采收率，提高整体开发效益。众所周知，低渗、特低渗透油田只是个相对概念，且随时间、资源状况、 技术经济条件的变化而变化。根据中国石油天然气集团公司有关标准及李道品 等专家的研究成果，现有条件下低渗透油田分类的物性标准为：第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为：1010。u m2k50103u m2：第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为：1lo-3um2。k10l矿11 m2； 第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为：置1oxl0。弘112。 这一分类标准目前已在国内广泛应用。 随着勘探程度的逐步深入及油层改造工艺技术的不断提高，低渗油田发现的个数及规模不断扩大，从长庆油区2000年底石油储量现状看(表1)，探 明储量中低渗以下储量占793，其中特低渗油田储量占57；未动用储量中 低渗以下储量高达960，其中特低渗油田储量占727。、而且根据石油资源 评价结果来看，今后提交的探明石油地质储量也将以特低渗储量为主。衰1长庆油田探明石油地质储量构成衰l物性分类 中高奎低洛 特低渗超低渣i() () () ()l探明石汕地质储量 2n7j7 8 57 0 4 5i未动朋地质储量 4 0 146 72 78 7o向参加本报告编写及提供资料的熊维亮、何永宏、张钊、裳#、王永康、靳文奇、李字征等同志表示感谢由此可见，低渗、特低渗油田储量的开发已成为长庆油田稳定发展的主要 潜力；但其物性差、产量低，多属岩性油藏，天然能量匮乏，故搞好此类油田 的注水开发，提高其开发水平和经济效益，是长庆油田持续发展的关键技术。本文根据鄂尔多斯盆地目前开发的主要特低渗油田安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的地质特点及开发实践，总结、提出了特低渗油田注水开 发的主要技术，对同类油田提高整体开发效益具有一定的指导意义。一、油藏地质特征1构造背景平缓长庆特低渗油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中部，区域构造 背景为一平缓西倾单斜，地层倾角仅半度左右。局部地区发育着近东西向的低 缓鼻状隆起带，隆起幅度一般lo30m，轴长212km，轴宽053km。这 些鼻状隆起与三角洲砂体配合，对油气的聚集起到一定作用。2三角洲前缘沉积体系，油层分布稳定 该地区长6、长3地层属内陆淡水湖泊三角洲沉积体系，由于主要含油小层多以三角洲前缘水下分流河道、河口沙坝为主，各小层叠加，同时每个小层 又由数目不等(26个)的单砂体叠置而成(单旋回厚255m，偶见薄泥质 粉砂岩隔层，厚021om的钙质夹层发育)，因此一般含油范围较大(单层 含油面积1461149km2)，油层分布稳定。3天然微裂缝发育，但在地层条件下里闭合状态 根据取心井岩心观察资料，有13的井见到天然微裂缝。按成因分类，有构造应力缝和水平成岩缝。构造应力缝一般倾角87。左右，有时可见到两组 以上相互平行的垂直裂缝，裂缝大多数被方解石充填，充填厚度在05mm以 下或无充填物，一般缝长o14m，缝间距0013m。成岩缝多近水平状态， 个别井呈密集带分布，如zj33井岩心中有9段见到密集分布的裂缝，平均间 距为14cm。一般岩心出筒后原油顺层理面呈串珠状外渗，层理越发育，原油 外渗越多。应用古地磁测试、构造裂缝三维数值模拟等方法，分析认为靖安一安塞地区长6油层中主要发育近东西向和近南北向的天然微裂缝，次为北东向、北西 向，这与延长县张家滩一呼家川剖面、佳县西梁峁剖面观察结果一致。另外， 根据数值模拟结果，靖安五里湾一区长6层裂缝线密度在o206条m，裂缝间距为165m，一般为23m。美国cer公司对安塞油田长6油层试井资料分析和niper研究所的岩心 室内试验结果均表明，在原始地层压力条件下，上述微裂缝一般呈闭合状态， 对初期油气渗流影响不大。4岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔喉细微，物性差储层属成岩型为主的沉积一成岩型硬砂质长石细砂岩。根据岩矿薄片资料分析，长石含量498512，石英含量201222，岩屑含量8615，杂基含量低(o283)。岩石颗粒分选较好(分选系数043)，粒径 细(平均粒径o138018mm)，粒度类型以细砂为主(细砂含量72左 右)。据分析，储层最初沉积物中的胶结物含量极少(小于2)，推测原始孔 隙度为3540。经过绿泥石粘土膜的析出沉淀、压实和淋滤作用所引起的 浊沸石等沉淀，有机酸对浊沸石、长石的溶蚀等成岩及后生作用，目前孔隙度 仅为1 114。尽管以原生粒间孔为主(占总孔的59773)，但次生 孔隙较发育(占总孔的27403)，详见表2。表2长6、长3等特低渗油层孔隙类型裹粒间孔 长石溶孔 浊沸石溶孔 其它孔隙 油层样品 面孔率 () () () ()川t位 块数 ()面孔率 占总孔 面孔率 占总7l 面孔率 占总孔 面孔率 占总孔靖安 长屯 247 729 564730 0788 102 o 5136 6 1 788102 靖安 长6l 142 63l 4 0634 0994 15 8 04” 7 8 o 823 13 o 安塞长61 1726 483 87597 0 8 12 3 1 6525 5 016 2 5 华池 长3138 702 4 88 67 6 094 13 o l 0 13 9 04 5 5根据压汞资料，长6、长3储层平均喉道半径o18o43 11 m，中值半径 o14o25111，分选系数1839，退汞效率29-：36。安塞长6储层其中 大于o81 11 m的喉道连通的孔隙体积占22，01o81 u ill的喉道连通的孔隙 体积占38；小于01 u m的喉道连通的孔隙体积占40。大中喉道连通的孔 隙体积被油占据，而40的微孔是绿泥石薄膜充填或岩石碎片充填形成，基本 为水湿不流动孔隙，反映出小孔喉高密度分布的特点。147上述特点导致了油层低孔、低渗，平均有效孔隙度1115，空气渗透率110。3310。itm2。5粘土矿物以酸敏矿物为主，水敏矿物较少从储层胶结物成分看(表3)，主要以酸敏矿物绿泥石(45471)、浊沸石(o4256)、方解石(10448)为主，占敏感矿物的80左右；水敏矿物较少，主要为自生水云母及伊蒙混层矿物(一般小于1，油层部位小于o5)；杂基微粒含量一般为2左右，重结晶显著，临 界流速较高，通常不会发生迁移。另外，从粘土矿物成分分析(表4)来看， 结果也一致。表3长6、长3辞特徭渗储层胶缩物成分分析简表胶结物油层 方懈石 水云母 绿扼石铁自云石 铁方解石 浊沸石 其它总量刚位 () () () () () () ()()靖安 睡62 13 32 o 2 0 68 4 54 016 2 25 242 3 07 靖安 长6l 12 57 078 041 4 7 007 216 114 3 3l 安塞 长6l 14 78 014 0 57 5 28 001 0 9 2 56 5 32 华池 长3 167 01 02 71 o 7 4 7 04 3 5襄4储屡粘土矿物x衍射分析数据表粘土矿物相对含量() 伊蒙混层汕fil 层位伊利石 绿泥石 伊蒙混层 高岭石 蒙皂石品层安塞 长6 461 9215 2 43 0 10 靖安 长6 3 6 89 8 6 53 0 lo 华池 长3 16 8 77 3 5 8 0 nue鼍崤吲纠眦势n譬静聚琴 一图2安塞油田王1320井吸水剖面图图3安塞油田王128井吸水剖面由于油层物性差，渗流阻力大，驱替压力梯度大。根据现场生产动态及测 压资料计算，即使天然微裂缝不发育、非均质性不强的井区，驱替压力梯度也 较大(靖安油田为142mpaloom；安塞油田为174mpaloom)；对于储层物 性更差、天然微裂缝发育的井区，侧向驱替压力梯度可达27mpaloom(王窑 区东部)22mpaloom(坪桥区)。1515部分井见效缓慢，地层压力分布不均衡 尽管位于砂体轴向或裂缝线上的油井在注水36个月后即可见到注水效果，目前注水开发的长6、长3油藏注水见效程度54386，但油井受效 不均衡，部分井见效缓慢。如安塞油田王窑区，自1989年12月开始注水，平 均注水开发时间8年以上，虽见效程度达763，但受效极不均衡，中西部目 前见效程度86以上，油井见效后产量增加2td左右，而东部见效程度仅43，见效井日增油不到05td，部分油井仍处于低压、低产状态。 另外，虽然安塞、靖安油田目前平均地层压力均已保持在原始地层压力附近，但压力分布极不均衡。如安塞油田目前地层压力平面分布差异较大(表8、图4)，特别是裂缝主向与侧向地层压力相差2459mpa左右，见效井与 未见效井地层压力相差311mpa。压力分布的不均衡，更易导致注入水单向 突进，降低注入水波及系数。襄8安塞油田分区地层压力保持水平统计裹(2001年6月)王 窑坪桥 候 杏压力状况 东韶裂缝 东部裂缝 全裂缝 裂缝 全 中西部 主向 侧向区 市河 主向侧i柚区目前汕层静压ll 0215 679 75 10931092 10199 58 7197 37(mpa)捱力保持120 7 171 6 106 8 119 9 113 8 101 9 115 3 86 5 88 7水平()6见水后采液、采油指数下降由于特低渗油层中性一弱 亲水的润湿性，加之水驱过程 中局部地区出现水敏、水锁、 速敏等问题，以及注水滞后， 地层压力下降，使油层产生渗 透率下降的不可逆转性，因而 油水相对渗透率曲线呈现出随 含水饱和度增加，油相渗透率图4安塞油田坪桥区东北部压力分布图急剧下降，水相渗透率缓慢上152升，水的相对渗透率最大不 到06；最终导致了随含水 上升，采液、采油指数下降 (图5)。根据矿场实际资 料统计，开发时间较长的安塞油田王窑区，目前采出程 凝靼鞭磔繇捌限度1066，综合含水由2900 10 20 3040 5060 70 8090100上升为450，采液指数由古水()088m3(a mla)降为图5安塞油田无量纲采液、采油指数049m3(dmea)，采油指数与含水关系曲线由0605mra)下降为028v(dmpa)。采液、采油指数的下降，增大了油田中后期的提液和稳产难 度。三、注水开发技术针对安塞油田低压、低渗、低产的特点，先后开展了井组、先导性和工业 化等先期开发试验，解决了全面投入开发的关键技术，使这一被外国专家认为 的“边界油田”投入了经济有效的注水开发。靖安油田是继安塞油田后的又一 整装大油田，在借鉴安塞油田注水开发经验的基础上，结合自身特点，先后开 展了精细注水、水平井、注气、开发压裂等开发试验，使靖安油田投入了高效 开发。在安塞油田王窑区等开发较早的区块进入中高含水期后，根据油藏重新 认识及油水运动特点，适时地进行了注采平面、注采参数、注采结构、井网系 统调整等现场试验及推广，使开发效果不断得到改善。通过总结、摸索，提出 了以下适应特低渗油田特征的注水开发技术。1油藏综合评价技术1)早期油藏评价，优选富集区 前期油藏研究是油田开发的基础。安塞油田坚持开发早期介入，做到勘探与开发同步。通过开发可行性研究、先期试验，经过储层孔隙结构、敏感性、 渗流特征、储量、产能等油藏综合评价(图6)之后，制定出先肥后瘦、先易 后难、先评价后方案、先试验后开发的具体思路，使处于经济边界的安塞油田 投入开发。153靖安油田在总结和借鉴安塞油田开发经验的基础上，结合自身特点，早期 介入，开展前期油藏研究，在有利区预测的基础上部署评价井(骨架井)。根 据开发井、探井、评价井等各种信息进行储层三维精细描述，差中找优，低中 找高，贫中选富，实现了边勘探、边建产、边投入、边受益，勘探与开发紧密 结合，使靖安油田快速高效地形成了百万吨原油生产能力。至2000年底已累 计建成产能1477104t，预计2001年年产油可达到132104t(表9)。图6安塞油田油藏评价框图 表9安塞、靖安油田开发历程对比表价段安塞靖安勘探阶段 1983 1985(3年) 19951997(3年)单井及井组试采 19851988(4年)19951997(3年)，f：发前可行性研究 19851989(5年) 19961998(3年)期准备开发试验 19871989(3年) 19961999(4年)探明储量(104t)2“68 25032产能建酷阶段1990目前(未完) 1995目前(来完)至2000年底已建产(10t)218 4 147 72000年产量114 53 11712年产量上1t301 o|t建设时间(年)8 41542)注水开发过程中油藏再认识 在油田全面投入注水开发后，运用理论研究、室内试验、数值模拟与现场测试、生产动态相结合的手段，进行精细油藏描述，划分流动单元。即运用现 代油藏描述方法，细分小层进行细分沉积微相研究；利用古地磁、微地震声发 射、长源距声波测试及井间干扰试井、注示踪剂、不稳定注水等方法研究地应 力、天然裂缝、人工裂缝形态及分布规律；以室内试验为主，结合常规油藏工 程方法，研究孔隙结构、储层物性随含水、压力的变化规律；利用动静结合 法、数值模拟法研究剩余油分布规律等，以摸索合理的提高单井产能、提高水 驱油效率的对策。如安塞油田王窑区通过沉积微相、天然裂缝、储层物性随含 水及压力变化规律等研究，提出了沿裂缝侧向加密等平面调整措施、注采结构 及注水参数调整、西南部扩边等对策，取得了明显的效果。2优化布井技术 针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有微裂缝等地质特征，如何充分利用微裂缝增加储层渗流通道的特点，抑制裂缝水窜，扬长避短，提高 单井产量及最终采收率是井网部署的关键。1)长庆特低渗油田井网优化历程 特低渗透油藏井网优化技术的形成经历了四个阶段： (1)长庆油田三叠系特低渗透油藏最早投入开发的安塞油田王窑区，采用250300m正方形反九点面积注采井网开发，井排方向与裂缝呈225。夹 角(图7)，目的是减缓裂缝暴性水淹。但由于天然裂缝与人工裂缝共同作 用，注入水沿裂缝方向窜进，与水井相邻的角井或 边井都有可能形成水线， 调整难度大。(2)在坪桥、杏河区采用250300m正方形 图7长庆特低渗油田井网形式演化示意图 反九点面积注采井网，并 排方向与裂缝平行(图7)。这种井网由于主侧向井排距相同，主向油井见效 见水快，侧向油井见效程度低，储量动用程度低。(3)为了避免裂缝主向暴性水淹，靖安油田五里湾一区采用300350m正方形反九点面积注采井网开发，井排方向与裂缝呈45。夹角(图7)。这种155井网主向油井为角井，井距相对较大，可以延长裂缝主向油井见水时间，但侧 向油井由于排距仍较大，见效较慢。(4)综合以上各种井网的优缺点，以井网与裂缝合理匹配为中心，开展 了大量室内研究及灵活多样的井网调整试验。研究及实践表明，对于特低渗油 田裂缝发育区只有注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的井距，既 有利于提高压裂规模、增加人工裂缝长度、提高单井产量及稳产期，又减缓了 角井水淹速度；同时缩小排距，提高侧向井受效程度，并逐步转为线状面积注 水，最大限度地提高基质孔隙的波及体积。2)考虑裂缝系统的反九点及矩形井网 首先，采用古地磁法、地层倾角测试法、微地震声发射测试法等，结合野外露头观察，确定各油田主力层水平最大主应力方位、天然微裂缝的主方位、 人工缝方位(表10)。在此基础上，针对储层特点，优选井网，使注采井 网、压力系统和裂缝系统相匹配，实现压、注、采一体化。表lo储层地应力及裂缝方位测试结果汇总寰(ne。)古地碰测定水平微地震声 动态反映主 油田 层位 地层倾角最大主应力方位发射测试 要见水方向安塞 长6 6073 58756070 靖安 长672 269 768i70 华池 眭375796880 69787080据室内试验资料，安塞油田长6油层启动压力梯度为005mpagm左右由 理论公式计算可得，只有当与注水井距离小于180m时，油层中任一位置其驱 动压力梯度均大于启动压力梯度(图8、图9)，即裂缝侧向排距小于180m。，、03525重篓茑。譬餐10鐾s0距油井扼离(m)r=260m。r=200mr=llbon；r=120z_r=10加，=120t图8不同井距下压力分布圈(j孓15100u m2)156另外，根据安塞油田王窑区侧向加密井生产数据来看，排距大于80m，小 于150m，加密井产量高，递减小(表11)。表ll王窑区不同排距加密井生产数据表加密 初期动态半年动态 el前幼态 排趴井数 日产油 含水 动液面 日产油 含水动液面 日产油 含水 动液而(m)(i1)(t)() (m)(t) () (m)(t) () (m)小于8012 2 41 0 10401 5 53 01180 l 9046 5 117l8012014 3 6313 6 900 3 14 16 4959 2 62 14 6 106l12015011 3 8214 9 931 2 9022 8 10132 49 23 9 1124大于1502 l 9l7 5 965l 4511 9506 1 251l 9 lil 8考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，数值模拟结果表 明，对于正方形反九点井网来说，井排与裂缝夹角45。的开发指标优于夹角0。 (图10)；而菱形反九点井网优于正方形反九点井网(图1 l-)，矩形井网又 优于其它，且合理井距为500m左右，排距150180m(表12)。100 i ll一 丌l|l l9080， ，lll1l60e甜70rr|，j40i一4550i一 ，-j illil-30水v*扣啦骠l，广 1 11 j20r- iiij一 一10 -ill图ll正方形反九点与菱形反九点井网 含水与采出程度对比曲线油井稳产产量20年末采出程度 投资回收期 财务净现值井持距(tdj() ，(年) (万元)600m100m7 5 23 35 l17 l6480m150m 6 7 21 3 3 68740480m180m7 3 2l 3 3 8 8256450m200m 6 920 5 4 3 6602400m250m5 7 17 5 5 43762157据此就裂缝发育、较发育和不发育三种情况，分别采用矩形、斜反九点、正方形反九点三种井网形式开发。 对于裂缝不发育，注水后见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距300350m，正方形对角线方向与最大地应力方向平行(图7)，采油井加砂量2540m3，人工缝长160m左右。如靖安油田五里湾一 区，除开发压裂试验区外，均采用这种井网，目前水驱储量控制程度988， 水驱指数1317，存水率o949，见效程度86，地层压力保持在原始地层压力 的89，综合含水85，采油速度15，采出程度414，预计采收率可达25以上。对于裂缝较发育的区块，采用斜(菱形)反九点 注水井网，使菱形长对角线与最大主应力方向平行 (图12)，井距450520m，排距130180m，可延 缓注水井排上油井的见水甚至水淹，并使位于裂缝侧向上的油井比正方形井网见效快，水驱动用程度高，图12菱形井网何十角线与裂缝方向平行)且采油井压裂规模大(3545m3)、人工缝长(155185m)，有利于油井稳产高产。目前已在长庆特低渗油田广泛应用。对于储层物性差、裂缝发育且最大主应力方位清楚的井区，采用矩形井网 (图13)，井排与裂缝平行，排距130165m，井距500550m，注水井距10001loom，中后期拉通水线形成排状注水，使裂缝侧向油井见效，提高水 驱程度。般油井加砂规模3550m3，人工缝长175195m。该井网己在靖 安油田五里湾一区进行了开发试验。试验区位于五里湾一区z60井区，面积6km2，设计采油井井间距480m，注水井井间距960m，排距为165m，井排平行于最大主应力方 向(ne70。)。设计注采井均压裂，人工裂缝 穿透比0，7(半缝长170m左右)，最终形成排图13矩彤井网(井排状注水。与裂缝方向平行)试验区于1998年10月开始投入注水开发，至1999年2月油井开始陆续 见效，截止2001年6月底共有40口井不同程度地见到注水效果，占区内油井 总数的952，见效程度比邻区高104；见效周期26个月，平均45个158月，比邻区快05个月；见效井单井产量由见效前的442td提高到目前的612td，比邻区高02td左右(表13)。表13 靖安油田五里湾开发压裂试验区注水见效对比分析表见效前 见效后 目前预“见效川期 见效程度序号 (fj)() 门产：油含水 动液面 日产油 含水 动液面日产油含水功液面采收率(t)()(m)(f)m)(m)0)()(m)()全区 5 o860 4 8033 1450 5 70 2 8 1368 5 99 l 0 1276 25 邻区 5 o 84 8 4 86 3 2 1“55 77 2 9 13685 96l 0 127824 7 试验区 4 5 952442 3 5 148l 5 33 2 3 1372 612 0 8 1264 26 2试验区与五里湾一区其它井区进+邻区l行平均单井产量对比，试验区初产比 i a j+实验区i邻区高2otd左右，注水见效前、后 ，l与邻区相近(55td)左右，但试验区 沁彳蚨、产：，产量稳定并上升，目前产量6td左 1、。、右，而邻区稳产4个月后开始缓慢递时间减，产量由55td左右递减为48td左图14靖安压裂试验区与邻区产能对比图右(图14)。反映出矩形井网具有较高的见效程度、稳产时间，且含水稳定，未出现见 效即见水的现象，证实该井网对此类储层有较好的适应性，显示出较好的推广 应用前景。由于井网形式调整后，油井压裂规模增加(20m3 f 40m3)，人工缝长增加(100m t 160m)，单井产量提高(45 td f 52td)，开发成本下降了93，经济效益显著。3精细注水工艺技术1)不压裂投注技术 为了寻找特低渗油田经济有效的投注方式，根据储层物性差，但具天然微裂缝、吸水能力强等特点，开展了水力加砂压裂、深穿透负压射孔、挤活性 水、高能气体爆燃压裂等投注方式试验。经过对比分析，与水力压裂相比，深 穿透射孔、挤活性水等不压裂投注方式既可以满足地质配注要求，注水压力相 近，且吸水厚度增加(表14)，不易形成尖峰状吸水，吸水均匀；又可以节约 水力压裂费用56万元，井，目前这一投注方式已在特低渗油田得到了广泛的 推广应用。159射孔段 平均有效厚度平均吸 (m)(m) 蛾水均匀井i与比例 统计井数投注万t 水焊度(i】)吸水厚度 总厚度 所占比例 吸水厚度 总厚度 所占比例(m)f)(m)(m)() (m)(m)()不压裂 4 179 ilj13 58212 f6 7527i 4蚯裂 7014 7 961l 8868l 9“ 15 026l 5 34 32)水质处理技术 针对与注水水质有直接关系的腐蚀、堵塞和结垢三大因素，在制定和贯彻低渗透砂岩油藏注水水质标准的同时，研究并不断完善除氧密闭、杀菌防腐、加药防垢的注水技术。重点研究了溶解氧、硫化氢、二氧化碳、硫酸盐还原菌 (srb)、ph、含盐量与腐蚀性能的关系。明确了溶解氧和srb是引起注水 系统腐蚀的主要因素，采用了以亚硫酸钠和真空射流除氧、柴油和饼式气囊密 闭的除氧密闭技术，不断推广和完善1227、wc_85等为主的杀菌防腐技术、 pe管(纤维束等)精细过滤技术、投加常规防垢剂的注水地层防垢技术等一 系列测试与处理技术。坚持对重点区块的水质调查和监测，及时完善注入水处 理工艺，改善注水水质，使油田注水水质保持良好，如表15所示油田各主要 区块注入水水质均在执行指标(syt5329-94)以内运行，只有个别区块由 于注水系统不完善或饼式气囊破未及时修复或密封柴油不足造成水中溶解氧和 悬浮物含量较高。表15油田注入水水质现场调查结果井站取样 os2-efefe” srbtgb 机杂号地点 (mgl) (ragl)(mgl) (mg1)(个ml) (个ml) (mg,l) 王2-5配 汇水包 025 0005 004 1护10 ioo101 l 侯注 泵房 04 o 006 004 10010 100101l 杏注 配水间 0 40005 0031妒101 100101 l 坪一注 泵房 o 3 00 05 0 04 100101 l俨101 (1 靖一联 硝水漂n47 o 003 0 020 101102 l 0 靖联配水问 o 8 o 0l 004 101102 1 0210 l 0靖南，i转 大罐 04 o0l 006 0100101 2靖南二注 配水问 06 o0l 0 04i101 10102(1 0注水执行指标0 5 00 5 、l俨 1 02l o1603)注采同步技术 根据特低渗油田压力低、下降快的特点，采用同步注水可及时补充能量，地层压力保持在原始地层压力附近，有利于油井稳产、高产，安塞油田王窑区 不同注水时机开发实践证明了这一点(表16)。表16安塞油田王窑区不同注水时机试验效果裹单井日产抽注水u,j$l 见效日价u期见效后最高，初期见效后平均，衲期() () ()注采同步 1436 132 5 晚注8个月 59297l826 晚注18个月 53 5 744 62 3基于此，在产建方面积极抢投注水井，实现注采同步。“九五”期间， 安塞油田建产能913104l，注水井204口，当年投注195口，基本做到了当 年产能建设的注水井当年投注(表17)。裹17 安塞油田“九五”期间注水井投注率数据表时间 产能 建注水井 当年投注井 投注率(1 oit)(1-7) (口) (j1996证 28 0 76 7l 931997健 186 47439l 51998年l王o 16 16 1001999年 12212 12 1002000年 19 55353 100合计 9l 3 20419595 64超前注水技术1)超前注水机理 (1)建立有效的驱替压力系统，提高单井产量及采收率。 前已述特低渗透油田存在启动压力梯度，且驱动压差及梯度均较大。采用超前注水，在超前的时间内，只注不采，提高了地层压力，当油井开抽时，可 以建立较高的压力梯度，当超前时间达到某一值后，油层中任一点的压力梯度 均大于启动压力梯度，此时，便建立了有效的压力驱替系统。据推导，在非达西流、超前注水条件下，其压力分布规律为：161nr 1p2p(r,t)诅(f)+2-茏h(in毛一；。(r-rw)代入长6油层参数计算，注水井以定注入量超前注水时，地层压力变化如图15，由图可以看出，超前注水时间越长，地层压力上升越高，且在排距150200m范围内，地层压力可达到原始压力的105130，在油井以同一 采油指数和流压生产时，则会获得较高的产量。根据室内不同驱替压力下的水驱油试验，提高水驱油的驱替压力梯度，可以使更细小孔道的油被驱出，其驱油效率提高(图16)。+超前1个月辐 三粼皇vn潭鼯翰白勘。塘?碉碍颦鲻白懿r咀翳_ 加 飞00050 100 150 200 250 300距水井距离(_)图15超前注水不同时机地层压力剖面图同时采用超前注水，由于 均衡的地层压力作用，注入水在 地层中将均匀推进。即首先沿渗 流阻力小的较高渗透层段突进， 当较高渗透层段的地层压力升高 后，注入水再向较低渗透层段流 动，从而有效地提高了注入水的 有效波及体积，从而达到提高采图16长6油层驱油效率与驱替压力梯度收率的目的，数值模拟结果表关系曲线明，超前注水可提高采收率35，且经济效益显著(见表18)。 (2)避免因压力下降造成的储层物性变差。 安塞长6油层实际岩心室内试验结果表明，在围压不变的条件下，随着孔162隙压力减小，其流量变小，再提高孔隙压力至原始值，其流量仅为初始值的608755(图17、图18)，因其它参数相同，可认为随流体压力下降、 上升，储层渗透率变差，仅恢复为原始值的608755。而超前注水可提 高并保持地层压力，避免渗透率