关于鄂尔多斯特低渗透油层的注水开发

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摘　要：本文系统的研究了鄂尔多斯低渗透油层的注水开发问题，对于注水开发技术的不断深入研究，使得油层开采技术不断提升。架构于开发思路的引导、对注采有效性的判断指标、及开采技术的实践，是实现注水开发的根本。

关键词：沉积　非均质性　直井井网　渗透率

油田的主要产层属三叠系延长组储层，油藏埋深500~1400m，主力油层长6为三角洲前缘相沉积，整体而言地质条件相对较差。区域构造背景为一平缓的西倾单斜，地层倾角仅半度左右，为典型的岩性油藏，油层属成岩型为主的沉积一成岩型硬砂质长石细砂岩，结构成熟度高、矿物成熟度低。岩石颗粒分选中等，粒径细，根据压汞资料分析，长6储层喉道半径0.15~0.35xm，中 值半径0.14~0.25pjn，储层中大于0.81Ixm的喉道连通孔隙体积仅占22％，小于0.1的喉道连通孔隙体积占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。

上述特点导致了油层低孔、低渗：平均有效孔隙度11~15％，空气渗透率1~3mD。储层原始地层压力低，压力系数仅0.7~0.9，地饱压差小(2.94~3.66MPa)，天然能量贫乏。油藏的范围与砂岩主体带展布范围及相对高孔、高渗区分布范围基本一致，即砂岩致密带、相变带等岩性、物性的变化是油藏的主要控制因素。

天然微裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。根据取心井岩心观察资料，有1/ 3的井见到天然微裂缝，按成因分为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，成岩缝多近水平状态，个别井呈密集带分布。应用古地磁测试、构造裂缝三维数值模拟等方法，分析认为安塞地区长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。

二、开发思路

改善低渗透油藏开发状况的思路：首先，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究。低渗透油藏与其他类型油藏的主要差异是储集层特征，包括其沉积、物性及含油性、非均质性和敏感性的特征，因此，要实现高效开发低渗透油藏，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究是基础。

其次，合理加密井网是改善已开发低渗透油藏开发效果的重要途径之一。油田开发实践证明，要实现有效注水开发，必须达到一定的井网密度，井网密度加大到一个界限值后，低渗透油藏开发效果大幅度改善。

精细注水是改善低渗透油藏开发效果的重要保证。如果多数开发单元合注合采，而各层吸水能力差异大，则只有极少数油层吸水，水驱动用储量程度低。根据低渗透油藏的地质特征、油水运动规律，细分开发层系，调整好注采井网的匹配关系和单井注采强度，做到多向、细分、适压、平衡注水，确保油井多向受效，努力追求平面动用的均衡性，是提高储量动用程度和油井产能的重要保证。在此基础上，应完善发展高压分注技术，尤其要提高分注有效期，使高压注水井层间注水量可控可调，从而提高注入水波及体积。与此同时，要强化提高注入水水质，保证注水站、管线、井口、井底水质一致。

采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开发。在油藏现代构造应力场研究的基础上，优化整体压裂规模及参数，对压裂施工程序、压裂缝支撑剂、现场监督以及生产系统进行优化设计，选择有注水井对应且地层压力保持较高的井层优先进行压裂，通过整体压裂改造低渗透储集层。

继续做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验，为中国石化中深层、深层高压特低渗透油藏的挖潜提供有力的技术储备。

三、关于注采有效性判断指标

与传统方法相比，建立有效性判断公式有两点不同：一是，渗透率的选取上，低渗透油藏存在非线性渗流规律，各点的驱动压力梯度不同，各点的有效渗透率也就不相同，传统方法主要针对中高渗透储层，各点有效渗透率相同。二是，传统方法只是针对直井井网，而低渗透储层尤其是特低渗透储层，由于渗流能力弱，一般都需要压裂然后进行开发，传统方法的使用性受到了很大的限制；有学者把压裂后的采油井等效为井筒半径扩大了的直井，认为地层中主要还是存在径向渗流，径向渗流对井网提供主要的流量，实际上，小井距大压裂后，地层中径向流区域缩小，传统方法使用条件不能很好的满足，而我们把压裂后的流动分成三部分，更符合实际情况。因此建立起来的低渗透储层有效压力系统评价方法尤其是压裂五点井网评价指标能更好的评价实际油田的压力系统。

若驱动压力系统无效，需要对注采井网系统和压力系统进行调整改造，国内外对低渗透油藏改造的方法主要有：压裂、加密、优化注采压力系统、强注强采、水平井技术、注气混相等，具体采用哪种方法要根据油藏地质特征和开发历史确定，首先应该分析油藏有效压力系统的影响因素。

压裂井网的有效压力系统的影响因素主要有储层非线性渗流能力、原油性质（地下粘度）、储层厚度、注采压差、井网井距、压裂规模、设计产能等。其中前三者为地层特性参数，一般不可改变，后四者为人为参数，也是我们建立压力系统的出发点。通过对设计产能、注采压差、井网井距和压裂规模的优化配置，使整个压力系统评价指标大于1，从而建立有效的驱动压力系统。

四、技术应用

对鄂尔多斯三叠系地质研究表明，低渗透油藏孔隙结构的特征主要是平均孔道半径很小，且非均质程度较大、孔道大小各不相同，即各种孔道需要不同的启动压力，原油渗流符合非达西渗流特征。采用超前注水，在超前的时间内，只注不采，提高了地层压力，当油井投产时，可以建立较高的启动压力，当超前时间达到某一值后，便建立了有效的压力驱替系统。

同时，超前注水有利于提高油相相对渗透率。根据对安塞油田岩芯的水驱油试验，当水驱油压力提高时，油相相对渗透率上升，而水相相对渗透率变化不大，这是由于同一渗透率条件下，油相的启动压力梯度较高，因此，提高压力梯度，可使部分原不参与流动的油开始流动，致使油相相对渗透率上升。

再次，超前注水还能避免因压力下降造成的原油性质变差。采用超前注水，可以建立有效的压力驱替系统，提高油相相对渗透率，并避免因压力下降造成的原油性质变差，从而提高单井产量。储层内的压力传递，是通过岩层中微小孔隙内的流体进行的，大量实际岩心室内实验表明，随着孔隙压力的降低，渗透率呈下降趋势；当孔隙压力升高，渗透率又会呈上升趋势。

在超前注水技术中，注重均衡的地层压力作用，使注入水在地层中均匀推进，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，就会有更多的孔道加入到流动的行列，从而有效地提高了注入水的受效面积，达到提高采收率的目的。参考文献[1] 王敬瑶,马德胜,李军,蒋有伟,赵满萍. 低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J]. 西南石油大学学报(自然科学版). 2011(02).[2] 徐春梅,张荣,马丽萍,罗必林. 注水开发储层的动态变化特征及影响因素分析[J]. 岩性油气藏. 2010(S1).[3] 刘秀婵. 鄂尔多斯盆地HS-SC油区长6油层组储层成岩作用研究[D]. 西北大学 2011.