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巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究许 宁 张方礼 王占红(辽河油田分公司勘探开发研究院)摘 要 雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200m,储量丰度大。
在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发。
下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水。
与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素。
采用分采合注,将因部分注采井距达到150m而大大加速水淹水窜,影响开发效果。
关键词 砂砾岩油藏 注水开发 块状 底水1 地质特征与开发概况 雷64断块是辽河油区2002年发现的油层巨厚、储量较大的上产区块。
其主要目的层为沙三下莲花油层,地层厚度400～450m,砂体比较发育,砂砾岩厚度330～450m。
构造上为一向西北倾斜的背斜,构造高点在断块东南角,高点埋深1970m,闭合幅度260m,圈闭面积0.96km2。
储集层以砂砾岩为主,磨圆好,分选差,反映了长期搬运、快速堆积的特点。
平面上砂体呈扇状分布,自东向西砂体厚度逐渐变薄。
砂体展布方向为近北东向,揭示物源方向为东或北东向。
纵向上有单层厚度大的特点,最厚可达200m。
根据该块现有3口井的岩心分析,储层平均孔隙度15.4%,渗透率90×10-3μm2,属于中孔中低渗储层,非均质性较强,渗透率变异系数为0.79。
Ξ该块油层分布主要受构造控制,分布在构造高部位。
位于构造高部位的雷64、雷32-22井油层发育,厚度约150～200m,向西北、西南构造低部位油层厚度减薄。
油藏类型为巨厚块状砂砾岩边底水油藏,具有统一的油水界面。
该块原油物性较好,为低粘度(地下原油粘度0.5mPa・s)、中高凝固点(26℃)、中高含蜡量(11. 04%)、高胶质沥青质含量(16.2%)稀油。
2016年第12期勘探开发低渗透油藏注水开发概述张景皓李建勋延长石油杏子川采油厂延安安塞717400摘要：一般情况下，低渗透油藏天然能量都不充足，故一般油田采用的自然开采方式，能量普遍消耗快，导致产量递减速度快，采收率相对较低。
因此，为获得较为理想的开发效果以及经济收益，针对各类不同性质的油藏，选择合理的注水方式，有利于更大限度的发挥油藏的能力，尽可能多的采出地下原油。
关键词：低渗透超前注水开发技术注水调整O v e r v ie w o f w a t e r in je c tio n d e v e lo p m e n t in lo w p e r m e a b ility r e s e r v o irZ h a n g J in g h a o,L i J ia n x u nXinzichuan Oil Production Plant, Yanchang Petrolem Company，Ansai 717400，ChinaA b s tra c t：In general，natural exploitation and developm ent mode that it brings fast energy consum ption，fast o u tput decrease and relatively lo w recovery rate is adapted b y most oilfields fo r the reason o f insufficient natural energy in lo w perm eability reservoir.In this paper，in order to acquire an ideal developm ent effect and econom ic b e n e fit，w ater inje ctio n developm ent in lo w perm eability reservoir is discussed.K e y w o r d s：lo w perm eability；advanced w ater in je c tio n；developm ent tech no lo g y；w ater inje ctio n adjustment近两年，国际原油价格持续下跌，石油行业的投资从髙成本区流向低成本区，降本增效成为石油行业的主题。
浅析油藏注水开发技术摘要：注水开发是各油田常用的采油开发措施。
不同性质的油藏或区块，从油田地质特征出发，选择合理的注水方式，有利于发挥本油藏或区块的能力，提高油藏采收率，获得最大的经济效益和社会效益。
本文介绍注水开发原理，注水方式，影响油田注水开发效果的因素，提出改善油田注水开发效果的有效途径。
关键词：注水开发是油田开发过程中的一项重要采油技术。
然而，在实际的原油注水生产过程中，由于注入的液体与储层岩石、矿物和储层流体不匹配，往往会造成地层堵塞。
这将导致注水井吸水能力降低，注水压力升高。
水中的腐蚀性气体和微生物也会对设备和管道造成腐蚀，不仅会增加采油成本，还会加剧油藏的堵塞。
因此，在油田注水开发过程中，应注意开发技术应用中的相关问题，在结合油田地质特征的基础上，提高注水开发技术的应用水平。
1 注水开发技术的概况1.1 技术原理注水采油是指在证明依靠自然能源进行采油不经济或不能维持一定的采油率时，通过人工向储层注水来维持或补充储层能量来开采原油的一种方法。
注入的水将原油从储层中排出。
从而降低了石油开采难度，提高了油井产量和油藏采收率。
油田注水是油田生产过程中最重要的工作环节之一。
它不仅能有效补充地层能量，提高开发速度，提高原油采收率，而且能保证油田高产稳产。
注水技术可以提高油井的产量和采收率，具有良好的经济效益，是现代油田的主要开发方式。
1.2 技术分类根据注水时间，注水技术可分为三种类型：超前注水、同步注水和延迟注水。
先进注水是指在油井投产前注入注水井，含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，建立有效驱替体系的注采方法，提前注水可以使地层压力保持在较高水平。
同步注水是指在油田进入生产阶段后的短时间内注水，使地层压力保持在饱和地层压力以上，使油井具有较高的生产能力，有利于保持较高的采油速度，实现长期稳产。
滞后注水是指利用天然能源对油田进行初次开采。
当天然能源不足时，进行注水二次开发。
0 引言为补充油层能量和驱替原油，油藏往往会进行注水开发。
然而，由于油层的非均质性，注入水优先顺着高渗透流动通道（又称优势流动通道）流动，导致出现水驱波及体积减小、驱油效率降低和油井过早见水等一系列问题[1-4]。
注水开发油藏难以避免地会出现油井含水居高不下，尤其是在超前注水油藏中油井见水早，含水率高[5]。
因此，油井堵水一直是注水开发油藏重点研究内容。
国内油井堵水试验最早始于1957年玉门油田，其后在大庆油田、大港油田、长庆油田以及塔里木油田等地也多有研究。
1 油井堵水技术分类油井堵水模式发展出5大类，主要有区块整体堵水、选择性堵水、不同来水堵水、深部堵水和多种措施结合堵水。
堵水技术也从机械堵水发展到化学堵水[6-8]，如图1所示。
机械堵水可分为机械式可调层堵水、液压式可调层堵水、重复可调层堵水、遇油/水自膨胀封隔器堵水、水平井重复可调机械找水堵水、电控机械找水堵水以及水平井智能机械找水堵水。
化学堵水可分为聚丙烯酰胺堵水、交联聚合物类堵水、水玻璃-氯化钙类堵水、油基水泥浆类堵水、干灰砂类堵水、木质素类堵水、凝胶类堵水和活化稠油类堵水。
机械堵水应用在井筒，化学堵水应用在储层内部孔隙和裂缝。
化学堵水剂按其作用机理可分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。
选择性堵水剂作用机理：当油水在不同的通道中流动时，选择性堵水剂可以堵塞水流通道而不会堵塞油道；当油水在同一通道流动时，选择性堵水剂只能降低水相渗透率。
非选择性堵水剂作用机理：非选择性堵水剂优先进入高渗透区和裂缝，堵塞通道可能是水流通道，也可能是油流通道。
Chen Lifeng 等人[9]认为，选择性堵水剂在油田的成功应用极其少，主要原因是投资回报率低、高温高矿化度条件下效果差、易减产。
选择性堵水剂用于小孔道（如孔隙和微裂缝），堵水强度很低，一般小于0.1 MPa。
与选择性堵水剂相比，非选择性堵水剂具有更高的封堵强度，适用于人工裂缝和天然大裂缝[1， 10， 11]。
采油工程中注水方案包括一、地质条件分析在制定注水方案之前，首先需要对油田的地质条件进行充分的分析和研究。
主要包括以下几个方面的内容：1. 油藏类型：不同类型的油藏在进行注水作业时，所需要的注水方式和方法都有所不同。
而且，不同类型的油藏对注水的响应也有所不同。
因此，需要根据具体的油藏类型来制定相应的注水方案。
2. 油藏压力：注水作业需要通过增加油层的内部压力来推动原油向井口运移。
因此，需要对油藏的压力情况有所了解，以确定注水作业的具体施工参数。
3. 油藏渗透率：渗透率是一个决定油田开发程度的重要指标。
渗透率越高，油藏中的原油便越容易被开采。
在进行注水方案设计时，需要根据不同的渗透率情况来确定注水的具体措施和方式。
4. 油藏水驱特征：油藏中水的含量和性质对注水作业有着直接的影响。
需要对油藏中水的含量和水驱特征有所了解，以制定出适合的注水方案。
二、注水井选址与布局在确定了地质条件之后，下一步便是进行注水井的选址和布局。
这个过程包括以下几个方面的内容：1. 选址原则：注水井的选址原则主要有以下几点，包括与采油井的距离不能过远，需要充分利用地形地貌和油层的空间结构，以提高注水的效果。
另外，还需要避免地质构造的复杂区域和干扰井的影响。
2. 注水井布局：注水井的布局需要根据油层的空间结构和地质条件来确定。
在确定注水井的布局时，需要充分考虑到注水井的数量、井距、井深等参数，以实现最佳的注水效果。
3. 注水井类型：根据地质条件和油藏特征的不同，注水井可以分为常规注水井、调剖注水井、水平井注水、压裂注水井等。
需要根据具体情况来确定注水井的类型。
三、注水工艺和措施在确定了注水井的选址和布局之后，下一步便是制定出具体的注水工艺和措施。
主要包括以下几个方面的内容：1. 注水方式：注水方式主要包括自然注水、机械注水和化学注水等。
根据具体的地质条件和油藏特征，需要确定最合适的注水方式。
2. 注水剂选用：注水剂的选用直接关系到注水的效果。
1、只要一种流体可以与另外一种流体互溶，不存在相界面，就是混相；
2、分流量方程求解的是一维驱替条件下出口端含水率计算的问题；
3、一般情况下水湿油藏毛管力是动力，毛管力越大的油藏开发难度越小；
4、水驱油过程，毛管力越大，出口端含水率越高；
5、水油粘度比越大，前缘含水饱和度越高，越接近于活塞式驱替；
6、分流量曲线横坐标的含水饱和度指的是波及范围内的平均含水饱和度；
7、不考虑重力毛管力条件下，驱替速度越快，见水时间越早；
8、前缘含水饱和度越高，水驱油采收率越高；
9、所有的饱和度波里前缘波移动速度最慢；
10、水油粘度比越大，前缘含水饱和度越高，越接近于活塞式驱替；
11、恒速注水开发见水前按照时间等分进行开发指标预测；
12、油水前缘之前，平均含水饱和度不变，见水后，平均含水饱和度不断增加；
13、恒压注水过程中，平均视粘度先增加后减小；
14、恒速注水过程中，注入压力先下降后上升；
15、恒压注水过程中，见水前平均视粘度保持不变；
16、重力作用条件下，不存在油水前缘突变；
17、只要流度比小于1，重力驱无条件稳定；
18、对于底水油藏而言，避射高度越小越好；
19、稳定的水锥是重力、粘滞力及毛管力平衡的结果；
20、底水油藏要尽量控制生产压差，避免水锥的形成，水锥形成后即使关井，水锥依然难以消除。
21、面积注水开发指标计算总体思路与恒速注水开发指标计算思路一致；
22、面积注水见水后可以分为三个阻力区，见水前为两个阻力区；
23、剩余油饱和度的大小主要受原油粘滞力和毛管力影响；
24、剩余油存在主要是由于储层非均质性；
25、毛管数越大，残余油饱和度一定越低。
新疆低渗油田注水时机的研究作者：邓金宇郝波超吴宏山付世奎来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第18期【摘要】根据新疆油田大量研究和实践证明，由于低渗油田的地层压力不足，孔隙连通性差，自然采出率很低。
若采用注水开采的方式，则可以有效的补充地层压力，提高采收率，并取得良好的经济效益。
【关键词】低渗油藏超前注水注水速度注水时间1 引言目前针对低渗油田一般采用的注水方式有超前注水、同步注水、中期注水和晚期注水等方式，以同步注水为最多，根据以往经验，同一区块，不同时期注水，对原油采出量及采出程度有很大影响，早期注水可以很好的保证地层压力的延续性，防止区块在开采过程中出现压力骤降，因此可以保持区块较长时期的高产稳产，从而可以缩短开采周期，提高采出率。
国内现已在大庆、长庆、吉林、新疆等油田开展了超前注水的试验和实际实施，都取得良好的效果。
以新疆油田风城区块为例，在开发初期通过试开采等相关技术手段先取得地层压力的相关数据，经过分析得知此区块天然能量小，若单纯依靠地层压力及溶解气驱等天然能量的采出率非常低，并且地层压力下降梯度大，不利于地层压力的保持，影响区块后期开采。
在了解区块主要驱动机理后，便决定采用注水生产。
低渗油田由于渗透率低，所以注水后受效时间较长，一般要在5个月以上，需要的生产压差很大，要保持一定的地层压力水平，减缓产量递减速度，需要采用超前或同步注水。
1.1 早期注水早期注水的特点是在地层压力还没降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。
注水时间一般在投产后1-2年，有的可能更早。
由于地层压力高于饱和压力，油层不脱气，原油性质较好，注水后，随着含水饱和度增加，油层内只有油水两相流动，其渗流特性可由油水两相相对渗透率曲线反映。
油田早期注水有以下有点：（1）可延长自喷采油期级提高自喷采油量；（2）可减少产水量；（3）可采用较稀生产井网；（4）可提高油井产油量；（5）可减少采出每吨原油所需的注水量；（6）可以提高主要开发阶段的采油速度；（7）使开发系统灵活并易于调整；这种注水方式可以始终使地层压力保持在饱和压力之上，使油井有较高的产能，有利于长期的自喷开采，并由于生产压差调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长时期的稳产。
注水开发油藏见水时间预测新方法
注水开发油藏见水时间受到油藏边界、储层非均值性等因素的影响，预测结果一般误差较大，一直以来都是油藏工程的难点。
目前见水时间预测研究成果主要集中在边底水水侵见水时间、面积井网见水时间预测方面，并没有一个比较通用的见水时间预测方法，很多现场研究人员仅通过物质平衡对见水时间进行粗略的估算。
文章针对上述问题，将物质平衡方程中渗流截面面积考虑成与波及状况有关的函数，推导出等饱和度面移动规律，进而得出见水时间计算公式，并利用3口实际已见水井资料对该方法进行了检验。
标签：见水时间；面积井网；预测
1 油田概况
该油田位于形成于白垩纪～第三纪时期的西非盆地的区域构造转换带上，浊积水道-朵叶复合体、朵叶复合体沉积是该区主要的储层，断层多为晚期断层。
属正常的温度、压力系统。
油田地面原油密度0.780～0.817g/cm3，地层原油密度0.412～0.612g/cm3，气油比264～827m3/m3，体积系数1.729～4.053，地层原油粘度0.090～0.642，属轻质挥发边水油田。
油田开发采用早期边部注水保持地层压力的开发方式进行油田开发，开采方式为自喷生产。
油田单井产能高，投产后注水井注入效果好，地层压力保持良好。
在油田生产过程中，油井见水时间的早晚对油田的产量有着极大的影响，如何油井见水时间的预测对油田生产管理有重要的指导意义。
本文针对该问题，将物质平衡方程中渗流截面面积考虑成与波及状况有关的函数，推导出等饱和度面移动规律，进而得出见水时间计算公式，并利用3口实际已见水井资料对该方法进行了检验。
2 见水时间预测公式理论推导
图2-1 注采井间渗流区域示意图
在两相渗流区中任取一微小单元体，厚度为dx。
水相渗流速度可以表示为：
（2-1）
流入微元体左侧面水相流量为
（2-2）
流出微元体右侧水相流量为
（2-3）
因此在dt时间内流入流出的水相体积差
（2-4）
由于存在一个dt时间内流出流入的水相体积差值，所以微小单元体的含水饱和度将因此发生变化。
其水相体积变化值为：
（2-5）
由物质平衡可得
（2-6）
两边同除以A（x）dxdt可得
（2-7）
在注水量基本稳定时，每个剖面上的流体流量QL为常数，将上式右端项（fw ）展开得
（2-8）
将式（2-8）代入到式（2-7）可得
（2-9）
因含水率是含水饱和度的函数，式（2-9）变为
（2-10）
可得到等饱和度面移动规律
（2-11）
对式（2-11）分离变量并积分可得
（2-12）
见水时间为水驱前缘推进到生产井所经历的时间。
在注水量基本稳定前提下，式（2-12）中x、f’W（SW）分别取注采井距、f’Wf（SWf）时即可得到见水时间
（2-13）
每个剖面上的流体流量等于注水井注水量，即
QL=Qiw （2-14）
式（2-13）可表示为
（2-15）
油田实际生产过程中，注采比并不一定平衡，导致油田整体压力变化。
在这种情况下需要对式（2-15）进行修正，修正式如下：
（2-16）
3 见水时间计算方法
由式（2-15）可以看出，决定见水时间计算精度的有四个参数：？准0+Cf （p-pi）、A（x）dx、QW、f’wf（swf）。
注采保持平衡时，地层压力保持不变，？准0+Cf（p-pi）取为初始孔隙度即可，以下详细介绍另外三个关键参数求取方法。
①A（x）dx求取
A（x）dx求取最关键的问题就是将A（x）用数学表达式表达出来。
在实际应用时根据含油面积图、砂体构造图、油水界面以及连井剖面图分析出注采井间渗流区域，通过函数拟合得到A（x）的表达式，积分即可得到A（x）dx值。
结合流线数值模拟方面的经验，对于A（x）求取应该注意的细节如下：
a.考虑构造高低部位对渗流区域的影响
构造幅度的变化会影响到注入水波及状况。
在重力因素影响作用下，注入水会在构造低部位积聚，因此渗流区域在构造的低部位要偏大。
b.考虑合注合采对渗流区域的影响
合注合采时，上下层砂体展布形态、渗透率若差距较大，应在上下层分别计算见水时间，取最短见水时间为实际见水时间。
c.考虑油水界面对渗流区域的影响
若射开层位位于油水界面之下，注入水前缘在推进过程中，相当于是从油水界面开始推进的，分析渗流区域时应该考虑油水界面的影响。
如果没有考虑油水界面的展布，计算结果会明显偏大，导致预测的见水时间拖后，影响最终的产量预测结果。
d.考虑储层非均质性对渗流区域的影响
储层非均质性对见水时间的影响可在刻画渗流区域时体现出来。
刻画渗流区域时，最大渗透率展布方向渗流区域形态更修长（即A（x）更小），最小渗透率展布方向渗流区域形态更宽阔（即A（x）更大）。
e.考虑砂体边界、周边井对渗流区域的影响
砂体边界对渗流区域的影響是决定性的。
遇到砂体边界，渗流区域的刻画应该沿着边界方向。
另外周边井的存在，即使不是同一注采井组也同样会影响流场的分布，因此在刻画渗流区域时同样应该考虑周边井的影响。
在A（x）刻画好后，可通过数学积分求取A（x）dx值。
②Qiw求取
Qiw直接影响最终见水时间计算结果。
比较简单的情况是同一层位一口注水井对应一口生产井。
但该油田常出现一口注水井对应多口生产井，或者多口注水井对应一口生产井，纵向上注水井注水量需按照地层系数进行劈分，同一层按照生产井产油比例进行劈分，这样求取的见水时间才能合理。
③f’w（Swf）求取
f’w（Swf）求取可通过式（18）计算得到
（2-17）
在含水率曲线上通过束缚水饱和度Swc对fw-Sw曲线做切线，切线的斜率即为f’w（Swf）的值。
以上介绍了见水时间计算公式以及涉及的关键参数求取方法，下面给出见水时间计算步骤：
a.分析静态资料、结合动态资料确定注采对应关系；
b.根据含油面积图、砂体构造图、油水界面以及连井剖面图，结合A（x）dx求取提到的注意问题分析注采井间渗流区域；
c.以注采井连线为横轴建立坐标系，通过函数拟合得到渗流区域外边缘A（x）的函数表达式，再利用Matlab积分即可得到A（x）dx值；如图（2-1）中若坐标轴上下部分不对称（只有面积井网才对称），则上下部分应该分别计算A（x）dx= A1（x）dx+ A2（x）dx；
d.对注水量进行劈分，求得生產井对应注水井的注水速度Qw；
e.通过室内实验测出相对渗透率曲线，如有多条相对渗透率曲线进行归一化处理，利用归一化后相对渗透率曲线求取分流量曲线，过束缚水饱和度点做分流量曲线的切线求取f’w（Swf）；
f.结合累计注采、地层压力资料，应用（2-15）或（2-16）求取见水时间。
4 见水时间计算方法验证
油田目前已有三口井见水，分别是33井、29井和16井。
结合连井剖面图及生产动态图分析出对应的注水井，根据砂体展布情况、构造情况、油水界面情况划出注水波及区域，测4条相对渗透率曲线，得归一化的相对渗透率曲线如图4-1。
利用归一化相对渗透率曲线做分流量曲线如图4-2，过束缚水饱和度点做分流量曲线的切线，可得f’w（Swf）=1.7598。
因目前地层压力保持情况稳定，与初始地层压力相差不大，根据式（2-15）计算出见水时间（见表4-1）。
（1）29井见水时间计算
动态资料显示，注水井注水效果显著，29井能量得到及时补充，受效程度好。
29井与对应的注水井27所在层位均为L2和L1层，但L2和L1小层形态差距较大，注水井27所在的L1层射开层位位于油水界面之下，因此应该对L2和L1小层分别计算见水时间。
27井累计注水量为586万方，劈分到AL2、AL1上的注水量分别为410万方和176万方，L2、L1上渗流区域孔隙体积计算结果为242万方、191万方，计算见水时间为2011-2-26（见表4-1），实际见水时间为2011-3-11，相差15天，预测精度较高。
（2）33井见水时间计算
33井为水平井，通过动态资料分析，33井对应注水井为W28井，W28井累计注水量为461万方，f’w（swf）=1.7598，采用上面介绍的计算方法，得到孔隙体积计算结果为148万方，计算见水时间为2010-10-23（见表4-1），实际见水时间为2010-9-28，相差25天，预测精度较高。
（3）16井见水时间计算
通过动态资料分析，34井注水16井受效明显。
34井截止到（2011年7月31日）累计注水量为270×104m3，因34井同时给16井、26井注水，劈分到16井的注水量为100×104m3，日注水量为5350m3/d，采用前文介绍的方法计算孔隙体积计算结果为122×104m3，计算见水时间为2010-6-13（见表4-1），实际见水时间为2010-5-21，预测见水时间晚于实际见水时间，相差22天。
表4-1见水时间计算结果与实际见水时间对比表
5 结束语
采用文中介绍的方法对已见水的33井、16井、29井进行计算，预测结果较为精确，所介绍的见水时间计算方法可以推广应用，对油田开发管理和油井生产管理可以起到一定的指导意义。
