2014, Vol. 36
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2. 德阳广汉高新技术产业园区管理委员会, 四川 德阳 618300;
3. 山东科瑞控股集团有限公司, 山东 东营 257067
2. High-Tech Industrial Park Management Committee of Guanghan, Deyang, Sichuan 618300, China;
3. Shandong Kerui Holding Group Corporation Limited, Dongying, Shandong 257067, China
随着勘探开发的不断深入，中国发现低渗透油田的数量及规模在不断扩大。低渗、特低渗油田的开发对未来化石能源工业可持续发展具有重要意义。低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，一般天然能量都不足，油井自然产能低，如果仅仅依靠天然能量开发，油井投产后，地层压力下降快，产量递减大，一次采收率很低，而且压力、产量降低之后，恢复起来十分困难[1-3]。
针对低渗透油层具有启动压力梯度和油层具有弹-塑性形变等特点，矿场实践实施了超前注水开发技术[4-7]，即采用先注后采开发方式合理补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降而造成的地层伤害，使产量递减明显减小，从而提高最终采收率[8-11]。因此，对超前注水开发效果进行评价，进一步作好相关的开发技术政策研究，形成相关配套技术及较为完备的超前注水开发方案体系，对低渗、特低渗油田开发具有重要的意义。
1 油藏开发现状分析B239 井区位于陕北斜坡南部，构造形态总体为一平缓的西倾单斜，倾角不足1 度，在单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西或北东向（隆起幅度10~30 m）的鼻状隆起。其主力层为长6 油藏，油藏平均油层中部深度2 130 m。长6 砂岩主要以极细-细粒岩屑长石砂岩为主，占47%。岩石颗粒磨圆度以次棱角状为主，分选中等，接触关系以线状为主。B239 井区长6 油藏主要受岩性控制，底水不活跃。其岩芯平均渗透率为0.41 mD，孔隙度为11%。
B239 井区长6 油藏实施了超前注水开发技术。在基本上完成超前注水的要求后大量投产新井，目前油藏进入全面注水开发阶段。由现场生产动态资料表明，该井区采油井投产后立即见水，且含水率波动变化不一，初期产液、产油量上升，含水率下降，一段时间后，含水率上升，产油量下降，目前含水率大小为30% 左右，累计注采比在3.3 左右。由表 1 数据可以看出，该区块生产井地层压力相对较低，还没受到注入水的驱替，油井的产量整体上偏低，未能达到预定产量要求。
| 表1 部分油井井底附近压力及油井产量数据 Table 1 Pressure near the bottom hole and oil well production data of part oil wells |
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根据低渗透油田开发实践经验，低渗透油藏由于微孔喉较多且结构复杂，岩性致密，液固作用力强及启动压力梯度等因素的存在，造成该类储层渗流阻力很大。从图 1 可以看出，由于注入水不能很好地向外推进，注水量过高，因此容易在井底附近形成高压区，也就是平常所说的注水井憋压。在实际生产中表现为井口压力不断上升，注水日渐困难，注入水不能很好地起到驱油的作用，不能建立起有效的压力驱替系统[12]。通过对B239 井区注水压力分析，注水井地层压力保持程度较高，而生产井地层压力相对较低，还没受到注入水的驱替，说明注采井距偏大，应选择采用缩小井距加密井网来建立有效的压力驱替系统。
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| 图1 注水井井底流压变化曲线 Fig. 1 Flowing pressure curve of injection well bottom hole |
由前面动态分析可知，试验区块超前注水开发效果不甚理想。为研究超前注水改善开发效果的有效性，在加密调整井网的基础上，设计了开发方案，取注采比为1.28，设计方案如表 2。
| 表2 各方案措施设计情况统计表 Table 2 Statistic of program design |
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B239 井区开发方案采用了菱形反九点井网注采方式，井距为258 m。根据数值模拟研究获得的油藏数值模拟模型，在此次研究中，B239 井区的数值模拟模型总网格数102×110×3=33 660 个。本次方案对B239 井区进行了局部加密调整:共新钻加密井13 口，其中油井11 口，水井2 口，加密区新投产井3 口，总共有水井12 口，油井34 口，新井情况如表 3 所示，加密调整后的井网部署图如图 2 所示，加密后井距调整为218 m。
| 表3 新钻井及新投井情况统计表 Table 3 Statistic of newly drilled wells and newly brought-in wells |
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| 图2 B239 井区加密调整井网部署图 Fig. 2 Infilling wells pattern diagram of well block B239 |
根据上述方案进行预测，计算到预测期末，各方案累积产油、综合含水率等开发指标如图 3~ 图 4所示。
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| 图3 各方案预测期内累产油量变化图 Fig. 3 Cumulative oil production variation of each program in prediction period |
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| 图4 各方案预测期内综合含水变化图 Fig. 4 Composite water cut variation of each diagram in prediction period |
从模拟预测结果来看，综合考虑产油量、综合含水、日产油等指标，显然这几个方案中，实施超前注水、井网进行加密调整的方案F2 开发效果更好。因此，对井距达到有效作用距离的井网系统超前注水才更为有效。如果井距过大，即使采用超前注水也不能充分发挥作用或者作用甚微，只能在井底形成高压，而不能形成有效驱替。这在实际生产中也得到了验证。
2.2 注采比优选方案设计下面对井区加密调整后的井网注采比进行优选，以确定合理注采比。将目前没有投入生产的井重新投产，新井配产按KH 值法计算得到。按照开发方案，采油速度定为1.0%。各方案单井配注量如表 4 所示。
| 表4 各方案配产表 Table 4 Allocation of each program |
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根据方案进行预测，计算到预测期末，各方案年末采出程度、综合含水率等开发指标模拟预测结果如图 5~ 图 6 所示。
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| 图5 各方案预测期内采出程度变化图 Fig. 5 Reserve recovery percentage of each program in prediction period |
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| 图6 各方案预测期内综合含水变化图 Fig. 6 Water cut change of each diagram in prediction period |
合理注采比的确定能满足产液量合理增长，地层压力得以保持或合理恢复的需要，因此，为了保持地层压力，确定合理的注采比尤为重要[13]。从模拟预测结果来看，综合考虑产油量、综合含水、采出程度等指标，显然这几个方案中F6 能达到更高的产量。因此，研究结果认为F6 的模拟结果较为合适。即是说B239 井区加密调整井网的注采比为1.32 左右为宜。
结合前人研究成果，在低渗透砂岩油藏开发方案设计时必须考虑井距优化问题及合理注采比问题。如果所设计的井距不能适应低渗透油藏的客观条件,技术上不可行，注、采井间不能建立起有效的驱替体系，单井控制储量将不能真正得到动用，油井产量低[14-15]。因此，通过本次研究认为，该油田目前井距偏大，需要进一步加密，以建立起有效的压力驱替系统。
3 结论（1）B239 油藏由于其超低渗特点，采用了先注后采开发方式合理补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降而造成的地层伤害，使产量递减明显减小，从而提高最终采收率。
（2）超前注水对于井距达到有效作用距离的井网系统才更为有效。如果注采井距偏大，即使采用超前注水也不能充分发挥作用或者作用甚微，只能在井底形成高压，而不能形成有效驱替，不能很好地向地层深部推进，从而导致超前注水开发效果不理想。
（3）该油田目前井距偏大，需要进一步加密，以建立起有效的压力驱替系统。根据本次数值模拟研究，对B239 井区进行了局部加密调整方案预测。
研究结果认为B239 井区加密调整井网后的井距为218 m，合理的注采比为1.32 左右。
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