影响低渗透油藏注水开发效果主要因素分析

摘 要：低渗透油藏大多采用注水开发，低渗油藏受储层物性及渗透率的限制，注入水推进速度相对较慢，含水上升慢，在同等井距的情况下的，采取压裂改造扩大易流区半径，增大注水流线与最大主应力方向夹角，合理注采比等措施将有效改善和提高低渗油藏的注水开发效果。本文以牛庄油田NW68块沙三中低渗油藏注水开发为例，选取典型注水井组，对影响其注水开发效果的主要因素进行剖析。

关键词：低渗透 注水 影响 因素

低渗透油藏因储层视渗透率变化产生的易流区半径大小，最大主应力方向与注水主流线方向夹角及水井单井累计注采比均会对其对应油井的受效情况产生不同程度的影响，从而使对应受效油井表现出不同的动态变化特点。

一、NW68块注水效果实例分析

1.区块地质及开发现状

NW68块位于牛庄洼陷南缘，为一个被断层复杂化了的东高西低的单斜构造，沉积类型主要为深水湖相浊积扇沉积，石油地质储量485×104t。该块沙三中孔隙度平均为17.96%，渗透率最平均为7.0×10-3μm2，泥质含量10.2%，原始含油饱和度58.3%。地面原油密度0.88g/cm3，地面原油粘度20MPa.s，地下原油粘度4.3MPa.s，原始地层压力43MPa.s，饱和压力10.1MPa.s，目前地层压力25.6MPa.s，为典型的低渗透岩性油藏。

2.注水效果及影响因素实例分析

对应已受效油井7口，其中4口井获得明显增油效果，2口井获得一定的稳产效果，1口井因高含水改层，7口井注水受效前日产液52.4t，日产油39.7t，含水24.2%，受效后日产液85.1t，日产油57.5t，含水32.4%，日增油17.8t，18个月累计增油3560t。

2.1易流区半径大小对注水效果的影响

T68-40井2006年2月份投产，初期日产液5.1t，日产油4.6t，含水8%，2007年9月份转注距离该井235米对应水井T68-35转注，日注水量30m3，该井未见到明显注水效果。2008年1月份对该井水力压裂后日产液10.3t，日油8.2t，含水21.9%，此后该产液量一直保持稳定，含水先降后升，至2009年6月份日产液9.7t，日产油6.6t，含水32.1%。T68-42井2007年6月常规投产，距离该井352米的对应注水井T68-43井2008年5月份转注，日注水量40m3，该井始终未见到注水效果，产量持续递减。

通过以上2口油井的对比分析，T68-40井注采井距较小，由于地层渗透性差，未压裂前其易流区半径相对较大小，压裂后其易流区半径明显增加，地层渗透率明显得到改善，注水后该井逐步受到注水效果，表现为产液量稳定，含水先降后升，注水效果较为理想。T68-42井距相对较大，且投产后未采取压裂措施，其易流区半径小，不易流动区半径较大，注入水推进速度相对缓慢，表现为注水井注水压力高，对应油井受效不明显。

2.2地应力方向对注水效果的影响

NW68块发育有1条主要断层（1号断层）和4条低序级断层，该块压裂测地应力方向表明，该块最大主应力方向为北东101.6°，基本与1号断层平行。T68-33井2008年5月距离该井228米的T68-43井转注，日注水量40m3，注水3个月后T68-33井见效，注水7个月后达到峰值产量，继续注水45天后含水出现明显上升，上升7.5个百分点，停注T68-43后该井产液量出现明显下降，但含水上升速度也有所减缓。其注水后产量形势表现为见效快，含水上升也快，稳产时间短，水驱效果差。T68-43井转注5个月后T68-23开始见效，其注水后产量形势表现为见效相对较慢，含水上升稳定，稳产增产时间较长，水驱效果好。

2口受效油井与对应水井注采井距均在250米左右，油层分布稳定，厚度接近，但受效情况存在较大差别，从平面上看，T68-33井与最大主应力方向夹角为13.8°，夹角较小，接行，沿主应力方向不但微裂缝相对发育，而且是压裂主裂缝的延展方向，注入水推进速度较快，注水后T68-33表现为受效快，含水上升快。T68-23井与地层主应力方向夹角为46.5°，主流线与最大地应力方向夹角相对较大，注入水推进速度相对缓慢，注水后表现为产量稳定上升，含水上升慢，稳产效果好。

2.3转注水井累计注采比对注水效果的影响

对于由油井转注的注水井，在同等井距条件下，其累计注采比增长越快，对应油井越容易受到注水效果。以T68-33井为例，距离该井278米的注水同一层位的T68井于2007年9月份转注，该井注水前累计采出液量28958m3，注水后日注水量40m3，注水9个月，累计注水量达到7958m3，累计注采比0.27，T68-33井日产液量由T68井转注前的5.2t下降到3.1t，日产油量由4.8t下降至2.9t，含水基本保持不变，注水9个月后仍未见到明显注水效果。

从T68-33井受效情况上看，对应2口注水井在井距相近，对应油层厚度相近的情况下，但由于其早期累计采出液量的不同，使近井地带的能量亏空程度存在较大差别，T68井转注前生产时间长，累计采液量高，近井地带亏空大，转注后累计注采比上升速度较慢，地层亏空的弥补速度慢，对应油井见效不明显，而使对应油井长期处于“无效期”。T68-43井转注前生产时间短，近井地带地层亏空相对较小，转注后累计注采比上升速度快，近井地带亏空弥补速度快，对应油井见效快而明显。

二、结论

结合NW68块沙三段低渗储层注水井组受效状况分析，得到以下几点认识：

1.低渗储层注水采用小井距，同时采用压裂等工艺措施，可有效提高油水井间的易流半径，缩小不易流动区，从而使油井见到较好的稳产增产效果。

2.地层最大主应力方向控制着微裂缝和压裂裂缝的发育延展方向，其与注水主流线方向夹角大小对注水平面波及系数有重要影响，从而进一步影响油井受效情况，低渗油藏中，使注水主流线方向与最大主应力方向保持较大夹角可避免注入水突进过快，从而保持稳定的注水效果。

3.由于储层低渗，在地层中流体的压力（降）传导速度较慢，因此注水井转注前的累计注采比增长速度对受效快慢有重要影响，水井单井累计注采比增加越快，对应油井越早见效，在实际注水过程中，对前期亏空较大的转注水井，可考虑增加配注量，提高累计注采比上升速度，从而缩短其见效时间，改善注水效果。

参考文献

[1]孙焕泉，杨勇。低渗透砂岩油藏开发技术―以胜利油田为例。北京。石油工业出版社，2008.

[2]李道品.中国油田开发丛书低渗透砂岩油田开发[M].北京。石油工业出版社，1997.

[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京。石油工业出版社，1997.