油田注水.doc

第二采油技术服务处2008届高校毕业生论文题目：长庆低渗透油藏分层注水开发工艺技术应用分析单位乔河作业区姓名___韩彦忠2009年 6 月 10 日长庆低渗透油藏分层注水开发工艺技术应用分析摘要：低渗透油藏是我国石油工业可持续发展的重要物质基础，但低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。

合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这也是提高低渗透油气田开发的关键问题。

面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。

关键词：低渗透油藏开发特征注水分层注水正文：国内外大量的研究和实践证明：当前低渗透油田开发中，广泛应用并取得明显经济效益的主要技术是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术，而注水更是其中的关键性环节。

注水开发从20世纪40年代兴起，到50年代迅速成为普遍工业油田的一种主导开发方式。

在我国，水的来源广，水驱油效果好，易于流动，因此注水开发成为我国油田开发的主要模式。

经调查研究表明，我国超过90％的原油是注水开发获得的。

经过我国油田开发的实践，对低渗透油田注水开发已经形成了一系列的理论知识和实践方法：进一步认识了低渗透油田的非达西渗流特征并初步建立了非达西渗流理论；实现了一系列的开发实践，并在各大油田进行了有效开发；已经有了一套适合我国油田注水特点的工艺技术，其中包括了比较完善的分层注水管柱及配套设备。

在国外,注水仍然被认为是保持底层压力，保证油田高产稳产的一条重要途径。

在美国，有一半以上的原油被认为是由注水开采出来的，在前苏联87％以上的原油产量是应用注水保持地层压力的方法采出的。

在分层注水方面，各国也做了大量的研究。

特别是在Saih Bawl shuaiba油田，20世纪末期就已经有钻多分支井进行注水并取得成功的先例。

一、低渗透油藏的分类低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异。

目前，对低渗透油田的划分有两种：一种是按渗透率大小来划分；另一种是按流度的大小来划分。

目前通常把低渗透油田渗透率的上限定为50mD,并按其大小分为三类：I类储层渗透率50～10mD，II类储层渗透率10～1mD，III类储层渗透率1～0.1mD。

I类储层是低渗透油层，其特点接近于正常储层。

地层条件下含水饱和度为25%～50%,测井油水层解释效果好。

这类储层一般具有工业性自然产能，其开采方式及最终采收率与常规储层相似，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。

II类储层是特低渗透油层，是典型的低渗透储层。

含水饱和度为30%～70%，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。

这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。

III类储层是超低渗透油层，属于致密低渗透储层。

由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%。

这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产，在经济上获得效益。

由于低渗透油藏的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关。

因此，低渗透油田也可以按流度的大小分为三类：流度介于30～50mD/(mPa·s)的低渗透储层是低渗透油层；流度介于1～30mD/(mPa·s)的低渗透储层是特低渗透油层；流度小于1mD/(mPa·s)的低渗透储层是超低渗透油层。

二、国内低渗透油田分布状况低渗透油田广泛分布于我国各个油区。

全国陆地发现并探明的低渗透油田共285个，储量约40×108t，广泛分布于全国勘探开发的21个油区，虽然各油区分布状况不同差别较大，但每个油区均有广泛分布。

21个油区中低渗透储层地质储量在1×108t以上的有11个油区，占一半以上。

低渗透储层地质储量最多的是新疆，达6×108t以上，其余依次为大庆、胜利、吉林、辽河、大港、长庆、吐哈等油田。

三、低渗透油藏储层成因及类型从储层的成因上看，低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关。

根据不同地质因素在储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

①原生低渗透储层：这类储层主要受沉积作用控制；形成的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差；以沉积作用形成的原生孔为主；成岩作用产生的次生孔所占比例很少。

储层一般埋藏较浅。

岩石脆性较低，裂缝相对不发育。

②次生低渗透储层：次生低渗透储层主要受成岩作用控制。

这类储层原来是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。

后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐.、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。

③裂缝性低渗透储层：次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。

四、低渗透油藏主要开发特征①天然能量小、自然产能和一次采收率低：油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值；油田天然能量低，产量和压力下降很快，一次采收率低：低渗透油田一般边底水都不活跃，且储层渗流阻力大，依靠天然能量开发，油田投产后，油井产量迅速递减，地层压力大幅度下降，一次采收率低。

②注水井吸水能力低，地层和注水压力上升快：许多低渗透油田注水开发中都存在一个突出的矛盾，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至发展到注不进水的地步。

③油井见注水效果差，低压低产现象严重：由于低渗透储层渗流阻力大，能量消耗快，所以油井见效时间比较晚。

压力、产量变化比较平缓，不如中高渗透油层敏感和明显。

有些低渗透油田由于储层性质太差，非均质又比较严重，虽然注水时间长，但油井见效率仍然很低，因而低压、低产现象普遍且严重。

④见水后产量大幅度下降，稳产难度大：为了保持低渗油田产量的稳定，油井见水后应该逐步加大生产压差，提高排液量，但低渗透油田由于渗流阻力大，能量消耗多，地层压力和流动压力都很低，继续加大生产压差的潜力很小，因而油井见水后，产液量和产油量都大幅度下降，要保持全油田稳产难度很大。

五、低渗透油藏注水开发技术低渗透油藏储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，注水难度大，还容易被污染堵塞，因此必须要有一套适应低渗透油田注水开发特点的注水工艺技术，才能实现早注水，注够水，注好水，以提高油田注水开发效果。

我国大庆、大港、中原、长庆和土哈等油田，在对低渗透层注水方面做了大量的分析研究和攻关试验工作，形成了完善配套的低渗透油田注水工艺技术。

据对全国15个低渗透油田计算，平均弹性采收率为3.25%，溶解气驱采收率为13.9%，依靠天然能量开采总采收率为17.1%。

而水驱开发最终采收率可达26.9%，注水保持开发，比依靠天然能量枯竭式开发采收率增加近10个百分点附。

无论从原油资源合理利用看，还是从经济效益看，对低渗透油田采取人工注水保持压力的开发方式都是必要的。

（一）多数低渗透油田宜采用先期注水方式①地层压力降低会造成严重不利影响大量生产实践表明，低渗透油田投产后，如果能量补充不及时，地层压力会大幅下降，油井产量迅速递减，采油指数严重缩小，年递减率可达25%~45%，采出1%的地质储量地层压力下降3~4MPa，以后即使地层压力上升，油井产量和采油指数也难以恢复。

低渗透油田储层压力敏感性强，即当孔隙压力下降后，储层孔隙度特别是渗透率急剧减小，而孔隙压力上升时，其值恢复很少。

如渗透率可降低70%～80%，而恢复值不到20%～30%。

这就是低渗透油田油井产量下降，难以恢复的原因。

从生产实践到理论研究，对低渗透油田要保持初期的生产能力和较好的开发效果，最好不要让地层压力下降，为此应采用先期注水的开发方式。

②实例——安塞油田2001年超前注水开发试验实施效果显著安塞油田2001年计划实施超前注水井组15个，其中王窑区8个，杏河区7个，目前注水井已投注14口，油井试油35口，平均单井试油日产量32.5t/d，比邻区高19.8t/d。

油井投产七口，平均单井投产初期日产量9t/d，比邻区高出3.8t/d，效果显著。

因此我们认为：先期注水可以保持较高压力水平和生产能力，对多数（除异常高压）低—特低渗透油田，采用先期注水方式比较主动有利。

（二）天然能量大的油田可以适当推迟注水在合适的井网部署下，低渗透油田注水也可以见到较好的效果，压力产量稳定回升，特别在污水和低含水采油期比较主动。

因而天然能量较小的油田一般采用早期注水保持压力的开发方式。

但低渗透油田油井见水后产液指数大幅度下降，最多可下降50%～60%，即使采取加大生产压差的措施，也难以弥补因产液指数下降所造成的液量损失。

因而油井随着含水率的不断上升，产油量则急剧递减，导致低渗透油田低产低效的现象十分普遍和严重。

为了解决这个矛盾，改善低渗透油田的开发效果，作外，对天然能量大的油可适当推迟注水时间，尽量增加无水和低含水期的原油采收率。

（三）合理注采比、注水压力的确定和控制注水开发油田为了保持一定的地层压力，都要研究确定合理的注采比。

但合理注采比的确定比较复杂，目前尚无严格的计算方法，这里仅做简单讨论。

注采比与地层压力的关系不仅仅只是表现在注采比绝对值大小上，还与绝对注入量和采出量、油层性质和流体性质等因素都有密切关系。

因此，仅仅研究注采比与油井地层压力关系，其反应是不规律的，只能有大致的趋势和界限。

从物质平衡原理和流体动力学基本规律分析，油田从投产投注开始，注采比与地层压力存在以下的关系规律：当注采比小于1时，油井地层压力一直连续下降，随着时间的延长下降速度减缓。

注水井地层压力有所上升，然后逐渐下降。

注采比等于1时，油井地层压力也要逐渐下降，低于原始地层压力，油水井地层压力逐渐上升，高于原始地层压力，到一定时间后，两者趋于稳定。

注采比大于1时，油井地层压力开始略有下降，以后逐渐上升高于原始地层压力，注水井地层压力则逐渐上升。

从油田实际开发动态观察分析看出，一般油层渗透率高的油田，油层压力对注采比的反应比较灵敏，关系比较规律，和理论计算比较接近。

低渗透油田情况则大不一样，地层压力对注采比的反应很缓慢，而且关系规律也较差。

高渗透油田如大庆的萨北地区，注采比的高低与油井地层压力的升降变化关系比较明显，大体上年注采比接近1时，油井地层压力基本稳定。