超前注水技术在低渗透油井的应用

超前注水技术在低渗透油井的应用

吴应龙 ,剡新 ,贾晓洋 

长庆油田第七采油厂  甘肃省庆阳市

摘要：超前注水在采油井投产前注水，提高地层初始压力，避免了压力降低过快造成的油藏渗透率下降、启动压力梯度增大和原油豁度增大，超前注水使压力梯度升高，加快了渗流速度。另外，超前注水也能有效地防止指进现象，降低油井产量递减率，最终提高了油藏的采收率。通过超前注水还可防止原油物性变差，从而导致渗流条件的变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积。而超前注水作为一种全新的注水开发模式能较好地改善开发效果。

关键词：超前注水，低渗透，油井，应用

前言

低渗透油藏由于受储层物性、敏感性、地应力、压敏等因素影响，对开发技术要求较高，同时随着低渗油藏中高含水期开发难度的加大，注水时机的选择显得更加重要，如何充分发挥低渗油藏的作用，提高低渗油藏储量控制程度、不断提高低渗油藏采收率，同时如何保障注水开采油田良性开发，攻克低渗透油藏开发过程中孔吼变化、压敏等问题，这要求必须进行统筹优化注水时机。受低渗油藏储层压力下降快，大部分低渗油藏呈现“三低”的开采状态:即:采出程度低，采油速度低，采收率低。从而造成低渗油藏剩余油富集，剩余油储量规模大，为低渗油藏后期精细开发提供了潜力资源。同时，受压敏影响，岩石被压缩，孔隙尺寸及结构发生变化，渗透率下降，造成低渗透油藏能量恢复差，油井产能低。

在地层压力低于原始地层压力时，受应力敏感性影响，岩石覆压变化，引起储层孔隙度与渗透率变化，其过程不可逆，最终影响油藏产能与开发效果。在此基础上，提出了超前注水的开发方式，在保持储层压力基础上，有效抑制压敏相应，保持原始储层孔吼物性，提升区块采收率，从而改善低渗透油田三低现状，提高低渗透区块单井产能，提升低渗透油田开发效果和经济效益。

1超前注水的理念

超前注水，指注水井在采油井投产前先期投注，当地层压力上升至高于原始地层压力后，油井再投产并保持该状态进行开采的开发方式。在现有技术和条件下，优化注采井网、采用先期投注，提前注水时机，精细注采调控，完善工艺配套，强化地面管理，在准确信息录取分析基础上运行节点管理，实现低渗油藏注水开发效益最大化，应用超前注水开发的管理模式和开发理念，优化注水时间，统筹注水量，实现适应油藏特点、能够有效补充地层能量，提升注水效率，满足开发需求的超前注水开发模式，最终让低渗油藏成为油田提高采收率的重要阵地。

超前注水技术使开采效率提高，改善了水驱两相渗流特性，减小了启动压力，提高了生产压力差，改善了水驱时的茹性指进和水驱均匀性，从而提高油田开采效率。超前注水从以下几个方面提高开采效果:（1）改善渗透率;（2）降低启动压力梯度;（3）提高驱油效率;(4)减小产量递减速率;(5)超前注水技术可以保持流体渗流状况;(6)提高注水波及体积;(7)扩大注水影响范围;(8)提高单井产能。

2油田超前注水优势

2.1低渗透油藏超前注水抑制压敏

低渗透在储层亏空，压力下降后，出现的压敏问题，主要影响油田储层物性孔隙和吼道的改变，当地层压力下降时，小孔喉会容易闭合，岩石变形(包含弹性变形和塑性变形两部分)，渗透率下降，但在地层压力回升，弹性变形消失，塑性变形不能消失，部分渗透率恢复，部分不能恢复，地层压力下降幅度越大，变形越大，渗透率降低幅度越大，塑性变形所占比例越大，地层压力回升后不能恢复的渗透率所占比例越大。采用超前注水开发技术，可以建立有效的压力驱替系统，配套超前注水工艺技术，实施超前注水地面配套，达到超前注水的目的，从而提高单井产量。

2.2建立有效的驱替压力系统，有利于提高有效波及体积

低渗透油田存在启动压力梯度，采用超前注水，在超前的时间内只注不采，提高地层压

力，可保证油井生产时建立有效的驱替压力系统。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，从而提高驱油效率。同时采用超前注水，由于均衡的地层压力作用，注人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，注人水再向较低渗透层段流动，从而提高了注人水的有效波及体积，访到提高采收率的目的。

2.3避免因压力下降造成的原油性质变差。

经过弹性和溶解气驱开发后，原油多次脱气，当流压下降到饱和压力以下时，原油粘度增加，流动性变差，而采用超前注水，可避免发生这一现象。

2.4优化注采井网与合理配注，提升超前注水开发效果

通过对试油试采特征的分析，油藏具有天然能量差、地层压力下降快、弹性产率低，砂体发育稳定，储层连通性好，储层敏感性较弱，为弱速敏，弱-中等酸敏、弱水敏性、弱碱敏性、无明显临界矿化度，储层润湿类型为中性，具有较高的水驱油效率，根据油水相对渗透率曲线，可判断岩石亲水，具备超前注水开发的条件。在注水初期采用高注采比，提升储层压力保持水平，前期采用1.5的注采比，一年后采用1.3的注采比，让压力保持在原始地层压力的1.2之上，实施稳定开发。

2.5注水前缘检侧技术判别压力传导方向

为了解该区域主力吸水层的优势注水方向及水驱前缘展布情况，提高水井对周围油井的压力传导情况，及时注采调整提供技术依据，在区块核部井区实施了注水前缘检测技术。通过水驱前缘监测，实现注水井组驱替前缘的定性、定量的解释，如注水波及面积、注水波及状况、注水优势方向、通道、压力变化对注水前缘的影响和静态监测井周裂缝与注水前缘的关系等，为及时注采调配提供了技术支撑。

3超前注水时机及合理注入量的确定

3.1超前注水时机的确定

在确定了超前注水期累积注水量和合理注水强度后，就很容易确定注水时机。物性越差，原始地层压力越高，所需超前注水时间越长。但适当提高注水强度，可以缩短超前注水时间。从理论上说，油田投入开发与投人注水同步进行是可行的，但在常规油藏开发中注水总有一个滞后的时间。当超前注水时间增加时，油田累积注水量增加，油田产量呈现明显上升趋势，注水时间越长单井产量越高。从油田企业的最佳经济效益来看，注水时间不能不受控制的延长，注水时间越久，油田开采成本越高。因此，油田的低渗透性合理注水时间应在3～6个月内进行。

3.2确定油田的压力保持水平界限

采用超前注水技术检测低渗透油田的压力数据，发现低渗透油田的地层压力逐渐增加，当压力值增加到某个值时，将发展成为稳定状态。当低渗透油田的地层压力保持在上升时，低渗透油田的油井产量不会呈现直线上升趋势。确定油田的有效注入压力注水压力主要受地层破裂压力的控制。根据开发经验，一般注水井最大流压不超过地层破压的90%,以免地层破裂造成注人水沿裂缝窜流。同时应考虑到油管摩擦压力及水嘴压力损失，只有当地层压力水平达到一定高度时，低渗透油田采收率才可能达到最大值。

3.3累计注入量确定

不同物性条件下地层压力恢复目标不同，而相同的物性条件下地层压力不同，提高相同压力保持水平时压力差不同。因此，需要注人的孔隙体积倍数受物性和地层压力的双重控制。

3.4确定油田的最大注入强度

根据长庆油田近几年超前注水的矿场分析研究，油井投产后见水较快，而且含水率上升较快。油田在近几年的超前注水技术的运用后，通过分析和研究，当低渗透油田注水强度不低于3.0m3（/d·m）时，含水量迅速增加。因此，利用超前注水开发技术，应确定低渗透油田的最大注入强度，强度应维持在3.0m3（/d·m）附近。

4结论

超前注水、先注后采的注水开发方式，合理地补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力，产量递减明显减小。低渗透油藏超前注水应建立有效的驱替压力系统，以提高单井产量和最终采收率。通过实施超前注水技术，在低压、低渗透油藏开发中取得了较好的开发效果，对此类油田的开发具有一定的指导和借鉴意义。

参考文献

[1]低渗透油田超前注水技术研究及应用[J].张博,韩阿维.中国石油和化工标准与质量.2021(15).169-170

[2]利用超前注水技术实现低渗透油藏产能提升[J].刘晓成.内蒙古石油化工.2021(03).79-80+103