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摘要：冷35块油层属于低渗油藏，由于投产初期采用天然能量开采，导致地层压力下降快，产量递减幅度较大。为提高开发效果，对区块注水开发的可行性进行了研究，主要分析了其油水粘度比、砂体连通状况、储层基本条件，并进行了室内物模试验，对水驱采收率进行了预测，综合研究确定在该塊实施精细注水。详细阐述了通过优化注水水质和注水参数确定合理的注水工艺，并对注水开发的效果进行了评价。
关键词：低渗油藏;精细注水;可行性分析;注水工艺设计
1 开发现状
冷35块属于低渗砂岩油藏，以天然能量开发为主。油层物性较差，边水能量较小，天然能量标定采收率低，为9.07%～9.9%。弹性开采采收率仅为1.87～2.7%，溶解气驱阶段采收率为7.2%。如果继续采取天然能量进行开发，一次采收率低。
面临这样的开发问题及矛盾，在开发上，应积极探索低渗区块注水开发的可行性，及时转换开发方式，补充地层能量，以提高油田最终采收率。
2 冷35块注水开发可行性分析
2.1 油水粘度比方面
根据高压物性资料分析，冷家油田西部地区S3油藏原油为稀油，地层原油粘度平均为2.6mPa·s，油水粘度比为7.9，适合注水开发。
2.2 砂体连通状况
全区各断块主力层连通程度较好，冷35块主力油层砂体厚度连通系数83.7%。
2.3 储层敏感性评价
（1）水敏性评价。冷西地区储层水敏指数在0.27～0.5之间，阳离子交换量（CEC）大于4mmol/100g，膨胀率为1.5～4，属于中等偏弱水敏。
（2）速敏性评价。采用流动试验评价方法对储层岩石的速敏性进行评价。本区储层速敏性指数在0.13～0.23之间，属中等偏弱速敏
（3）盐敏性评价。经絮凝法盐敏性评价实验分析，该区储层的临界矿化度在2500mg/L以下，属于中等偏弱盐敏。
（4）酸敏性评价。对该区四个样品分析得出，酸敏指数小于0.05，说明储层无酸敏性。
从上述各项评价结果可以看出，冷西地区沙三段储层敏感性评价结果：属于“中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏、无酸敏性储层”，可以实施注水开发。
通过上述储层基本条件分析，认为该区储层适合注水开发。
2.4 室内物模试验
根据室内物模试验结果，注入1PV水时驱油效率为34.98%，说明注水开发可以取得较好的效果。
2.5 水驱采收率预测
通过油气储委等五种经验公式预测，冷西地区冷35块S3油层250m井距采用注水开发，最终水驱采收率为23.6%。数值模拟研究预测得出，冷35块S3油层采用250m井距注水开发采收率为18%，比天然能量开发采收率提高8.9～12.2%。
综合以上研究和认识，冷西地区冷35块选择注水开发方式是可行的。但由于冷35块储层属于低-中碳酸盐含量，低孔-特低渗储层，而且中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏、无酸敏性储层。因此，决定在该块采用精细注水技术，提高区块的开发效果。
3 注水工艺设计
3.1 注水水质要求
目前国内各油田主要有以下几种供水水源：地下水、地面水、含油污水。根据该块块油藏特点以及该区实际情况，采用含油污水作为注入水。
根据冷35块油层的渗透率，执行SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中注入层平均空气渗透率0.05-0.5μm2系列的标准。
3.2 注水参数设计
冷35块采用高压注水，预测井口压力22～27MPa，以提高油层的吸水能力，注水井油层压力在45MPa左右;注采比对于冷35块来说，注采比为1.2时，采收率最高，油井生产压差应在10MPa左右，油层压力应恢复到22MPa以上;注水初期单井日注40～50m3/d，后期可根据注采动态调整（原则上单井日注水量不超过70m3/d）。
3.3 注水井口及管柱设计
（1）注水井口
从注水系统压力分析可知，冷35块的油层压力保持水平在25MPa左右时，井口注水压力预测在27MPa，因此采用350井口为注水井口。
（2）注水管柱设计
注水初期采用笼统注水，取得吸水剖面后，考虑早期分层注水工艺。可采用同心可调分注技术及测试工艺技术。考虑到长期高压注水，油藏埋藏较深以及注水压力波动等因素，选择φ73mm外加厚N80油管（壁厚5.51mm）。
4 开发效果评价
共投入注水井17口，累计注水130.4×104m3。
从注水水质情况看，水处理系统采用膜处理技术，出水水质好。处理清水悬浮物0.5～1.2mg/L，粒径中值0.6～1.1?m;处理污水悬浮物0.4～1.1mg/L，粒径中值0.25～1.1?m，含油0.9～1.2mg/L，达到了方案设计要求，运行良好、平稳。
从注水井情况看，吸水能力稳定，但注水压力上升较快，注水压力增至23.6MPa，目前已接近破裂压力。从井组情况看，油井见效后产量、含水稳定，见效特征主要表现为递减速度减缓，动液面上升，并基本保持稳定。
5 结论
（1）针对冷35块S3油藏开发过程中出现的问题和矛盾，需要及时进行开发方式的转换与研究，以改善区块开发的效果。
（2）冷35块S3油藏适合注水开发，实施注水开发后采收率可提高8.9～12.2%。
（3）通过优化注水水质和注水参数，完善配套注水工艺等手段，为冷35块低渗、易伤害油藏长期注水开发提供了技术保障。
参考文献：
[1] 陈元千.油气藏工程计算方法（续）[M].北京：石油工业出版社，1991：264～267.
[3] 韩德金，张凤莲，周锡生，等.大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究[J].石油学报，2007，28（1）：83～86.
关键词：低渗油藏;精细注水;可行性分析;注水工艺设计
1 开发现状
冷35块属于低渗砂岩油藏，以天然能量开发为主。油层物性较差，边水能量较小，天然能量标定采收率低，为9.07%～9.9%。弹性开采采收率仅为1.87～2.7%，溶解气驱阶段采收率为7.2%。如果继续采取天然能量进行开发，一次采收率低。
面临这样的开发问题及矛盾，在开发上，应积极探索低渗区块注水开发的可行性，及时转换开发方式，补充地层能量，以提高油田最终采收率。
2 冷35块注水开发可行性分析
2.1 油水粘度比方面
根据高压物性资料分析，冷家油田西部地区S3油藏原油为稀油，地层原油粘度平均为2.6mPa·s，油水粘度比为7.9，适合注水开发。
2.2 砂体连通状况
全区各断块主力层连通程度较好，冷35块主力油层砂体厚度连通系数83.7%。
2.3 储层敏感性评价
（1）水敏性评价。冷西地区储层水敏指数在0.27～0.5之间，阳离子交换量（CEC）大于4mmol/100g，膨胀率为1.5～4，属于中等偏弱水敏。
（2）速敏性评价。采用流动试验评价方法对储层岩石的速敏性进行评价。本区储层速敏性指数在0.13～0.23之间，属中等偏弱速敏
（3）盐敏性评价。经絮凝法盐敏性评价实验分析，该区储层的临界矿化度在2500mg/L以下，属于中等偏弱盐敏。
（4）酸敏性评价。对该区四个样品分析得出，酸敏指数小于0.05，说明储层无酸敏性。
从上述各项评价结果可以看出，冷西地区沙三段储层敏感性评价结果：属于“中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏、无酸敏性储层”，可以实施注水开发。
通过上述储层基本条件分析，认为该区储层适合注水开发。
2.4 室内物模试验
根据室内物模试验结果，注入1PV水时驱油效率为34.98%，说明注水开发可以取得较好的效果。
2.5 水驱采收率预测
通过油气储委等五种经验公式预测，冷西地区冷35块S3油层250m井距采用注水开发，最终水驱采收率为23.6%。数值模拟研究预测得出，冷35块S3油层采用250m井距注水开发采收率为18%，比天然能量开发采收率提高8.9～12.2%。
综合以上研究和认识，冷西地区冷35块选择注水开发方式是可行的。但由于冷35块储层属于低-中碳酸盐含量，低孔-特低渗储层，而且中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏、无酸敏性储层。因此，决定在该块采用精细注水技术，提高区块的开发效果。
3 注水工艺设计
3.1 注水水质要求
目前国内各油田主要有以下几种供水水源：地下水、地面水、含油污水。根据该块块油藏特点以及该区实际情况，采用含油污水作为注入水。
根据冷35块油层的渗透率，执行SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中注入层平均空气渗透率0.05-0.5μm2系列的标准。
3.2 注水参数设计
冷35块采用高压注水，预测井口压力22～27MPa，以提高油层的吸水能力，注水井油层压力在45MPa左右;注采比对于冷35块来说，注采比为1.2时，采收率最高，油井生产压差应在10MPa左右，油层压力应恢复到22MPa以上;注水初期单井日注40～50m3/d，后期可根据注采动态调整（原则上单井日注水量不超过70m3/d）。
3.3 注水井口及管柱设计
（1）注水井口
从注水系统压力分析可知，冷35块的油层压力保持水平在25MPa左右时，井口注水压力预测在27MPa，因此采用350井口为注水井口。
（2）注水管柱设计
注水初期采用笼统注水，取得吸水剖面后，考虑早期分层注水工艺。可采用同心可调分注技术及测试工艺技术。考虑到长期高压注水，油藏埋藏较深以及注水压力波动等因素，选择φ73mm外加厚N80油管（壁厚5.51mm）。
4 开发效果评价
共投入注水井17口，累计注水130.4×104m3。
从注水水质情况看，水处理系统采用膜处理技术，出水水质好。处理清水悬浮物0.5～1.2mg/L，粒径中值0.6～1.1?m;处理污水悬浮物0.4～1.1mg/L，粒径中值0.25～1.1?m，含油0.9～1.2mg/L，达到了方案设计要求，运行良好、平稳。
从注水井情况看，吸水能力稳定，但注水压力上升较快，注水压力增至23.6MPa，目前已接近破裂压力。从井组情况看，油井见效后产量、含水稳定，见效特征主要表现为递减速度减缓，动液面上升，并基本保持稳定。
5 结论
（1）针对冷35块S3油藏开发过程中出现的问题和矛盾，需要及时进行开发方式的转换与研究，以改善区块开发的效果。
（2）冷35块S3油藏适合注水开发，实施注水开发后采收率可提高8.9～12.2%。
（3）通过优化注水水质和注水参数，完善配套注水工艺等手段，为冷35块低渗、易伤害油藏长期注水开发提供了技术保障。
参考文献：
[1] 陈元千.油气藏工程计算方法（续）[M].北京：石油工业出版社，1991：264～267.
[3] 韩德金，张凤莲，周锡生，等.大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究[J].石油学报，2007，28（1）：83～86.