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[摘 要]本文论述了低渗透油田开发动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成注水与采油同步进行技术系列，保持油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。
[关键词]低渗透 油田注水 井网 波及系数 对策
中图分类号：C939 ；TE132 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）07-0396-01
1 开发动态特征
1.1 受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏
一是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井与开发的难度；二是储层砂体规模小，开发井网水驱控制程度低。油田在300m井距反九点注水方式下，75%的储量井网水驱控制程度不到60%，影响了油田注水开发效果的提高。
1.2 储层渗透能力低，油层薄
作为开发目的层的扶余油层属于特低渗透性储层，井点平均空气渗透率只有（5.0～30.1）×10-3μm2，平均有效孔隙度14.77～17.77%。由于油层物性差，油井自然产能低或根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。有30%的注水井日注水量小于5m3/d，有20%的油井不能正常出油，注不进采不出成为开发中的主要矛盾。
1.3 天然能量普遍较低，油井投产后压力、产量下降较快
采油厂某区块天然能量开采8个月，地层压力由8.4MPa下降到6.0MPa，单井产量由9.8t/d下降到2.5t/d。1.4 储层裂缝发育，注水开发中水沿定向裂缝推进较快油田主体区块，注水过程中1/3油井含水上升快，产量递减快；2/3油井注水受效差，压力产量低，开发过程中平面矛盾十分严重。
2 注水开发技术对策
2.1 注水与采油同步进行，保持油井具有较高的产量
针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的。某区块采取超前注水、同步注水的采油井，投产5个月后采油强度为0.65～0.49t/（d.m），产量下降幅度为28.9%～31.4%。滞后注水2～6个月的油井，采油强度0.4～0.32t/（d.m），产量下降幅度達到43.5%～51.5%，与数值模拟计算结果基本一致。
2.2 初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力
油田试验区块，从开始注水的两年半时间里，平均年注采比达到2.0以上，到地层压力很快恢复到饱和压力以上，油井普遍见到注水效果，单井产量由2.5t/d恢复到4.2t/d。
2.3 进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度
井网水驱控制程度是决定油田开发效果好坏的重要技术指标，是采取同步注水采油保持袖层能量的基础。当砂体分布面积一定时，井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比，适当缩小井距或提高井网的注采井数比，则可提高井网的水驱控制程度。
2.4 采取早期分层注水，提高油田储量动用程度，减缓含水上升速度
虽然油层个数少，但层间渗透性差异大，从油水井产油吸水剖面看，仍存在着较大的层间矛盾，采取早期分层注水开发可以有效的提高储量动用程度，减缓含水上升速度。一是新投注井早期同步分层注水，注采调转井直接分层，减少层间矛盾。对于新投注井的分层主要依据砂体发育规模及连通状况配注水量，考虑到砂岩吸水，初期注水强度略高。二是针对老分层井层间矛盾突出，加强细分层注水，挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态状况，对厚度大、层段少、层段内吸水差异仍较大的井，进行细分注水。三是对套管损坏注水井使用体积小、卡距细、承压高的封隔器，提高密封率。
2.5 高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力
油田储层渗透能力低，孔隙结构复杂，对注入水水质要求较高。油田投入开发以来，采取高水质注水。严格按水质标准进行注水，在水质处理上做了大量工作，不仅搞精细处理，使出站水质达标，而且还要搞好水质的全程保护，对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进入油层之前，不再被污染。
2.6 沿裂缝注水、向两侧驱油，开发好裂缝性油藏
油田一类区块裂缝发育，裂缝近东西向分布，采用反九点井网开发，井排方向与裂缝夹角大。注水开发后，水沿定向裂缝推进较快，开发过程中平面矛盾日趋严重。对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，就会大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。
2.7 周期注水
油田储层裂缝发育呈多种形态，具有明显的方向性，油层非均质性比较严重。注水开发后注入水沿高渗透层和裂缝突进，导致吸水及出油层数逐渐减少，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况变差。周期注水是解决上述问题的水动力学调整方法之一。周期注水通过周期性的改变注入量和采出量，在油层中造成不稳定压力场，使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，可以增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。
2.8 注水井深度调剖
油田由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，影响了控制含水工作，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究。根据实际油藏条件，主要考虑低渗透储层孔隙结构及裂缝特征，进行了调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵及封堵后驱油实验、核磁共振成像研究和凝胶对裂缝封堵环境扫描电镜微观实验研究，优选出了与油田储层配伍的调剖剂配方。
3 结束语
挖潜平面矛盾型剩余油、抑制含水上升，进行平面注水结构调整，扩大水驱波及体积，主要是控制老井注水强度，加强新井注水强度；挖潜层间矛盾型剩余油，进行层间注水结构调整，改善油层动用状况，缓解层间矛盾。对套变后无法继续分层注水井进行浅调剖，封堵高渗透层，加强吸水差油层动用，改变注入剖面。
参考文献
[1] 陈凤.扩大低渗透油藏波及体积的驱油体系研究[D].大庆石油学院 2010.
[2] 宋培基，秦保杰，徐霞.低渗透油藏渗流机理与合理井距[J].科技信息. 2010（01）.
[3] 袁旭军，叶晓端，鲍为，周静，何进，朱洪涛.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺. 2006（04）.
[关键词]低渗透 油田注水 井网 波及系数 对策
中图分类号：C939 ；TE132 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）07-0396-01
1 开发动态特征
1.1 受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏
一是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井与开发的难度；二是储层砂体规模小，开发井网水驱控制程度低。油田在300m井距反九点注水方式下，75%的储量井网水驱控制程度不到60%，影响了油田注水开发效果的提高。
1.2 储层渗透能力低，油层薄
作为开发目的层的扶余油层属于特低渗透性储层，井点平均空气渗透率只有（5.0～30.1）×10-3μm2，平均有效孔隙度14.77～17.77%。由于油层物性差，油井自然产能低或根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。有30%的注水井日注水量小于5m3/d，有20%的油井不能正常出油，注不进采不出成为开发中的主要矛盾。
1.3 天然能量普遍较低，油井投产后压力、产量下降较快
采油厂某区块天然能量开采8个月，地层压力由8.4MPa下降到6.0MPa，单井产量由9.8t/d下降到2.5t/d。1.4 储层裂缝发育，注水开发中水沿定向裂缝推进较快油田主体区块，注水过程中1/3油井含水上升快，产量递减快；2/3油井注水受效差，压力产量低，开发过程中平面矛盾十分严重。
2 注水开发技术对策
2.1 注水与采油同步进行，保持油井具有较高的产量
针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的。某区块采取超前注水、同步注水的采油井，投产5个月后采油强度为0.65～0.49t/（d.m），产量下降幅度为28.9%～31.4%。滞后注水2～6个月的油井，采油强度0.4～0.32t/（d.m），产量下降幅度達到43.5%～51.5%，与数值模拟计算结果基本一致。
2.2 初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力
油田试验区块，从开始注水的两年半时间里，平均年注采比达到2.0以上，到地层压力很快恢复到饱和压力以上，油井普遍见到注水效果，单井产量由2.5t/d恢复到4.2t/d。
2.3 进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度
井网水驱控制程度是决定油田开发效果好坏的重要技术指标，是采取同步注水采油保持袖层能量的基础。当砂体分布面积一定时，井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比，适当缩小井距或提高井网的注采井数比，则可提高井网的水驱控制程度。
2.4 采取早期分层注水，提高油田储量动用程度，减缓含水上升速度
虽然油层个数少，但层间渗透性差异大，从油水井产油吸水剖面看，仍存在着较大的层间矛盾，采取早期分层注水开发可以有效的提高储量动用程度，减缓含水上升速度。一是新投注井早期同步分层注水，注采调转井直接分层，减少层间矛盾。对于新投注井的分层主要依据砂体发育规模及连通状况配注水量，考虑到砂岩吸水，初期注水强度略高。二是针对老分层井层间矛盾突出，加强细分层注水，挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态状况，对厚度大、层段少、层段内吸水差异仍较大的井，进行细分注水。三是对套管损坏注水井使用体积小、卡距细、承压高的封隔器，提高密封率。
2.5 高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力
油田储层渗透能力低，孔隙结构复杂，对注入水水质要求较高。油田投入开发以来，采取高水质注水。严格按水质标准进行注水，在水质处理上做了大量工作，不仅搞精细处理，使出站水质达标，而且还要搞好水质的全程保护，对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进入油层之前，不再被污染。
2.6 沿裂缝注水、向两侧驱油，开发好裂缝性油藏
油田一类区块裂缝发育，裂缝近东西向分布，采用反九点井网开发，井排方向与裂缝夹角大。注水开发后，水沿定向裂缝推进较快，开发过程中平面矛盾日趋严重。对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，就会大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。
2.7 周期注水
油田储层裂缝发育呈多种形态，具有明显的方向性，油层非均质性比较严重。注水开发后注入水沿高渗透层和裂缝突进，导致吸水及出油层数逐渐减少，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况变差。周期注水是解决上述问题的水动力学调整方法之一。周期注水通过周期性的改变注入量和采出量，在油层中造成不稳定压力场，使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，可以增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。
2.8 注水井深度调剖
油田由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，影响了控制含水工作，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究。根据实际油藏条件，主要考虑低渗透储层孔隙结构及裂缝特征，进行了调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵及封堵后驱油实验、核磁共振成像研究和凝胶对裂缝封堵环境扫描电镜微观实验研究，优选出了与油田储层配伍的调剖剂配方。
3 结束语
挖潜平面矛盾型剩余油、抑制含水上升，进行平面注水结构调整，扩大水驱波及体积，主要是控制老井注水强度，加强新井注水强度；挖潜层间矛盾型剩余油，进行层间注水结构调整，改善油层动用状况，缓解层间矛盾。对套变后无法继续分层注水井进行浅调剖，封堵高渗透层，加强吸水差油层动用，改变注入剖面。
参考文献
[1] 陈凤.扩大低渗透油藏波及体积的驱油体系研究[D].大庆石油学院 2010.
[2] 宋培基，秦保杰，徐霞.低渗透油藏渗流机理与合理井距[J].科技信息. 2010（01）.
[3] 袁旭军，叶晓端，鲍为，周静，何进，朱洪涛.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺. 2006（04）.