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[摘要]低渗透油藏发育有自然裂缝和人工裂缝，影响了注入水的推进规律，使得在裂缝不同部位的油水井呈现出不同的注水开发特征，产生了不同的开发效果。通过早期注水，掌握合理的注采比及不稳定注水、高压注水等工艺，提高油藏的产量和采收率，收到較好的开发效果。
[关键词]油田；低渗透油藏；裂缝；注水；对策
中图分类号：TE371 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0302-01
前言
纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂，渗透率差异大，尤其是主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日益激化，原油自然递减幅度加大，产量一度呈现大幅度下滑趋势。研究表明，低渗油气藏开发特征与常规油气田不同，通过总结低渗油气藏开发的经验，结合区块含水上升和地层能量不足、油层平面和层间矛盾突出、注入水的方向性强、见水后含水上升陕、稳产期短等特点，实施注水井网研究和开发调整，提高了注水效率。
1、注采井网
根据经验公式测算，低渗透油田注采井间的距离应在180m～200m之间。根据原有井网基础和滚动开发特点，实施调整和滚动布井，通过加密井网提高采油速度，采油速度提高了0.5%，采收率提高9个百分点，加密井网调整是可以较大幅度提高采油速度和最终采收率，并且在经济上是有效益的。对不规则面积注水油田，注水初期都见效，但随着注水量的增加，部分井在注水一月左右就出现水淹，另一部分井因注水波及体积下降而出现低能低产。究其原因，除地层非均质性外，另一个重要的因素是井距过小。这些井区油水井井距在300米左右，而注水井裂缝长约200～400m左右，注水沿裂缝推进后扫油面积过小。由于油田油层薄，油层单一，油水井形成注水水窜通道，剩余油难以采出。采用中井距布井，有利于避免暴性水淹，水驱效果较好。
2、注水时机
研究表明，低渗透性油藏除实施必要的整体压裂措施外，及时注水补充能量也很关键。因为随着低渗透油层的开发，人工裂缝和天然微裂缝将随地层压力的下降而闭合，而这种裂缝的闭合可能是永久性的，油井产量下降后难以复产。对低渗透油藏一般都先钻注水井，先排液，或者不排液同步投产、投注，把地层压力下降造成的不利影响降到最低程度，使油井生产能力可以保持在原始水平的80%左右。针对部分油藏边水不活跃，天然能量补给不足，每采出1%地质储量，地层压力下降的情况，整体开发过程中，基本上保证了注水井与采油井同步进行。
3、注水压力
低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，致使注水井附近形成高压区。以大芦湖油田樊128块为例，樊128块位于大芦湖油田东部，金家樊家鼻状构造带东翼，该区储层岩性以岩屑长石细砂岩为主，平均孔隙度20.0%，平均空气渗透率1.7×10-3μm2，属特低渗透构造岩性油藏。该块存在的主要问题是：一是欠注水井多，影响区块整体供液。樊128块10口水井中有2El水井注不进，3口水井有不同程度的欠注，导致对应的油井供液不足，影响产量。二是水井分注测调难度大，影响正常注水。该块水井分注井2口，樊128-22井检换管周期长，封隔器失效，水井层间注水状况不清，为区块的控水稳油工作带来了较大难度。
4、注水方式
低渗透油藏注水开发中存在的主要矛盾是存在启动压力梯度，注水井启动压力高，注水井周围极易形成高压区，致使注水压力迅速上升，甚至达到极限，其后果是水注不进，油采不出。为解决这一矛盾从一开始就强化了注水工作，通过措施改善地层吸水能力，提高注水压力，实施高压或超高压增注措施（低于破裂压力），提高注水强度。主要开展了以下工作：（1褓持合理的注采比低渗透油藏由于一部分水未参加有效驱动，要用比中、高渗透油田高得多的注采比才能保持油田稳产，国内外开发经验表明初期用1.3～1.6注采比，中后期用1.2注采比才能达到较好的效果。当井组内油井见效见水后，为避免注采强度过大导致油井暴l生水淹，适时调整了注采比。（2）高压、超高压注水。对于微裂缝不发育的油层单元，在不超过油层破裂压力的前提下，通过提高水井注水压力，增加地层吸水能力来改善和提高开发效果。如**井组，注水井在系统注水压力下不吸水，通过对该井压裂增注并装增压泵后，注水压力由16 MPa提高到30 MPa，注水量提高到60m3/d，三个月后，对应油井见效显著，产液由39.1t/d上升到67.3t/d，产油由30.5t/d上升到57.6t/d。实施高压注水8井次，确保了地层能量稳定。如**井在难注的情况下将压力提高使对应的物性较差的油井由压裂投产时初期产量2t/d提高到目前的5t/d左右。
5、压裂时机
低渗透油藏自然产能较低，一般达不到工业油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发。目前张琪等提出的“整体压裂”优化设计技术是世界近期水力压裂工艺的一个重要发展，它已不再是一般单井增产增注方法，而是油田总体开发方案中的一个重要组成部分。如果区块在投产或投注之前不压裂，注水井由于渗透率低使得能量传播慢，造成局部地层压力过高而注不进水，而生产井由于得不到能量补充，造成井点周围地层压力过低而产不出油。因此开发井在投产或投注之前必须压裂。
6、结论
低渗透油田开发合理的注采井网应该是不等井距线状注水井网，其注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。其具体的井排距大小应在压裂优化设计的基础上，根据裂缝与基质渗透率差异的大小确定。水平井、多底水平井为低渗透油田开发提供了更有效的手段，但其合理的注采井网部署尚需要进一步深入研究。低渗透油田开发往往与裂缝有关（天然的或人工压裂的），在低渗透油藏的开发中适当缩小注采井距可以提高驱替压力梯度。早期注水，投产投注之前进行复合技术压裂，对低渗油藏的开发效果明显。总之，合理的注采井网、早期注水和合理的注采比是低渗油藏保持注水开发效果的关键。
[关键词]油田；低渗透油藏；裂缝；注水；对策
中图分类号：TE371 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0302-01
前言
纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂，渗透率差异大，尤其是主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日益激化，原油自然递减幅度加大，产量一度呈现大幅度下滑趋势。研究表明，低渗油气藏开发特征与常规油气田不同，通过总结低渗油气藏开发的经验，结合区块含水上升和地层能量不足、油层平面和层间矛盾突出、注入水的方向性强、见水后含水上升陕、稳产期短等特点，实施注水井网研究和开发调整，提高了注水效率。
1、注采井网
根据经验公式测算，低渗透油田注采井间的距离应在180m～200m之间。根据原有井网基础和滚动开发特点，实施调整和滚动布井，通过加密井网提高采油速度，采油速度提高了0.5%，采收率提高9个百分点，加密井网调整是可以较大幅度提高采油速度和最终采收率，并且在经济上是有效益的。对不规则面积注水油田，注水初期都见效，但随着注水量的增加，部分井在注水一月左右就出现水淹，另一部分井因注水波及体积下降而出现低能低产。究其原因，除地层非均质性外，另一个重要的因素是井距过小。这些井区油水井井距在300米左右，而注水井裂缝长约200～400m左右，注水沿裂缝推进后扫油面积过小。由于油田油层薄，油层单一，油水井形成注水水窜通道，剩余油难以采出。采用中井距布井，有利于避免暴性水淹，水驱效果较好。
2、注水时机
研究表明，低渗透性油藏除实施必要的整体压裂措施外，及时注水补充能量也很关键。因为随着低渗透油层的开发，人工裂缝和天然微裂缝将随地层压力的下降而闭合，而这种裂缝的闭合可能是永久性的，油井产量下降后难以复产。对低渗透油藏一般都先钻注水井，先排液，或者不排液同步投产、投注，把地层压力下降造成的不利影响降到最低程度，使油井生产能力可以保持在原始水平的80%左右。针对部分油藏边水不活跃，天然能量补给不足，每采出1%地质储量，地层压力下降的情况，整体开发过程中，基本上保证了注水井与采油井同步进行。
3、注水压力
低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，致使注水井附近形成高压区。以大芦湖油田樊128块为例，樊128块位于大芦湖油田东部，金家樊家鼻状构造带东翼，该区储层岩性以岩屑长石细砂岩为主，平均孔隙度20.0%，平均空气渗透率1.7×10-3μm2，属特低渗透构造岩性油藏。该块存在的主要问题是：一是欠注水井多，影响区块整体供液。樊128块10口水井中有2El水井注不进，3口水井有不同程度的欠注，导致对应的油井供液不足，影响产量。二是水井分注测调难度大，影响正常注水。该块水井分注井2口，樊128-22井检换管周期长，封隔器失效，水井层间注水状况不清，为区块的控水稳油工作带来了较大难度。
4、注水方式
低渗透油藏注水开发中存在的主要矛盾是存在启动压力梯度，注水井启动压力高，注水井周围极易形成高压区，致使注水压力迅速上升，甚至达到极限，其后果是水注不进，油采不出。为解决这一矛盾从一开始就强化了注水工作，通过措施改善地层吸水能力，提高注水压力，实施高压或超高压增注措施（低于破裂压力），提高注水强度。主要开展了以下工作：（1褓持合理的注采比低渗透油藏由于一部分水未参加有效驱动，要用比中、高渗透油田高得多的注采比才能保持油田稳产，国内外开发经验表明初期用1.3～1.6注采比，中后期用1.2注采比才能达到较好的效果。当井组内油井见效见水后，为避免注采强度过大导致油井暴l生水淹，适时调整了注采比。（2）高压、超高压注水。对于微裂缝不发育的油层单元，在不超过油层破裂压力的前提下，通过提高水井注水压力，增加地层吸水能力来改善和提高开发效果。如**井组，注水井在系统注水压力下不吸水，通过对该井压裂增注并装增压泵后，注水压力由16 MPa提高到30 MPa，注水量提高到60m3/d，三个月后，对应油井见效显著，产液由39.1t/d上升到67.3t/d，产油由30.5t/d上升到57.6t/d。实施高压注水8井次，确保了地层能量稳定。如**井在难注的情况下将压力提高使对应的物性较差的油井由压裂投产时初期产量2t/d提高到目前的5t/d左右。
5、压裂时机
低渗透油藏自然产能较低，一般达不到工业油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发。目前张琪等提出的“整体压裂”优化设计技术是世界近期水力压裂工艺的一个重要发展，它已不再是一般单井增产增注方法，而是油田总体开发方案中的一个重要组成部分。如果区块在投产或投注之前不压裂，注水井由于渗透率低使得能量传播慢，造成局部地层压力过高而注不进水，而生产井由于得不到能量补充，造成井点周围地层压力过低而产不出油。因此开发井在投产或投注之前必须压裂。
6、结论
低渗透油田开发合理的注采井网应该是不等井距线状注水井网，其注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。其具体的井排距大小应在压裂优化设计的基础上，根据裂缝与基质渗透率差异的大小确定。水平井、多底水平井为低渗透油田开发提供了更有效的手段，但其合理的注采井网部署尚需要进一步深入研究。低渗透油田开发往往与裂缝有关（天然的或人工压裂的），在低渗透油藏的开发中适当缩小注采井距可以提高驱替压力梯度。早期注水，投产投注之前进行复合技术压裂，对低渗油藏的开发效果明显。总之，合理的注采井网、早期注水和合理的注采比是低渗油藏保持注水开发效果的关键。