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【摘要】随着我国大型油田的开发进入后期，油田的出油率下降，含水量上升，难以满足我国社会经济的快速发展对石油资源的需求。人们继而把目光聚集在蕴含丰富石油资源的低渗透油藏中，由于低渗透油藏具有非均质性和孔隙度以及孔隙结构等特征，而需要使用特殊的开采工艺。现阶段，对于低渗透油藏的开采，应用最广的是注水开发。本文就主要针对我国低渗透油田的注水开发技术进行简要的探究。
【关键词】低渗透油藏 注水开采 技术 研究
我国的低渗透油藏具有地址动态特征，根据油藏的这一特征，几年来，通过不断的研究和现场试验等，初步形成了一套较为系统的油藏开发技术和方法，即注水和采油同步实施，以此保持油井具有高产量，在注水初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，在对井网进行加密调整，以缩小注采的井距，提高水驱控制程度，这些举措将会较快的提高注入水的波及系数和油田的注水开发的效果。
1 低渗透油藏的主要特征
1.1 非均质性
低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都不稳定，在短距离内就会出现岩相变化或者岩性尖灭，以致井间无法对比。
1.2 孔隙度以及孔隙结构
低渗透储层孔隙度的变化范围是较大的，有的可能高达30%，而有的气田只有5%左右，例如我国文中沙四气藏孔隙度介于8.86%—13.86%。美国奥卓拉气田孔隙度介于5%—15%，平均值11.2%；根据孔隙度又把低渗透致密储层划分为了高孔低渗和低孔低渗。高孔低渗储层的岩石主要为粉砂岩、极细砂岩和白空土，埋层深度较浅。对于粉砂岩以及很细粒的砂岩，其孔隙度一般介于10%—30%。低孔低渗储层具有极低的孔隙度，储层主要是由分散在储层演示中的微溶孔组成，大量空隙是由于沉积后矿物颗粒，岩石碎屑以及基质胶结物等经过溶解或者部分溶解后形成的。空隙是由短到相对长而扁平的或者带状扭曲的毛细管所连通的。
1.3 地质动态特征
1.3.1 受构造、断层和岩性因素综合影响的复合型油藏
其一是平面以及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井和开发的难度；另一方面是储层砂体规模较小，开发井网水驱控制的程度较低。油田在300米井距反向九点注水方式下，有73%的储量井网水驱控制程度达不到60%，从而影响了油田注水开发效果。
1.3.2 储层渗透能力较低，油层较薄
对于低渗透储层，井点平均空气渗透率只有（5.0—30.1）*10-3μm2，平均有效孔隙度14.77%—17.77%。由于油层悟性较差，油井自然产能低或者根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。有30%的注水井日注水量小于3m3/d，有20%的油井是不能够正常出油的。
1.3.3 储层裂缝发育，注水开发中水沿着定向裂缝推进较快
油田主体区块，注水过程中有35%油井含水上升比较快，石油产量递减较快；有65%的油井注水收效较差，压力产量较低，开发过程中出现的矛盾较为严重。
2 油田注水开发技术
针对以上低渗透油藏的特点，近几年经过大量的研究和实践，初步形成了一套完成的注水来发技术。
2.1 注水和采油的同步进行，以保证油井的高出油率
低渗透油层天然能量较小，导压性能较差，采取早注水或者同步注水，以有效的保证地层的压力、减小渗透率的损失。采取超前注水、同步注水的采油井，投产五个月以后才有强度为0.65—0.32t/（d.m），产量下降幅度达到了43.5%—51.5%，与树枝模拟计算结果是一致的。
2.2 初期采用高注采比注水，以尽快的恢复地层压力和油井的生产能力
在以往的实验中，对某一区块，进行为期两年的注水方案，平均年注采比达到2.0以上，半个月以后，地层压力很快恢复到饱和压力以上，油井普遍见到注水效果，单井产量也会从2.5t/d恢复到4.2t/d。
调整井网加密，缩小注采井距，以提高水驱控制的程度
井网水驱控制的程度，是决定油田开发效果好坏的重要指标，也是采取同步注水采油保持储存能量的基础所在。在砂体分布面积一定的情况下，井网水驱控制程度的大小主要是由注采井距和注采井数比所决定的，根据实际情况，适当的缩小井距或者提高井网的注采井数比，以达到提高井网的水驱空竹程度的可能。
2.3 采用早期分层的注水，以提高油田的储量
低渗透油田虽然油层的个数较少，但是层间渗透性差异较大，从油水井的产油吸水剖面分析，依然存在着较大的层间矛盾，采取早起分层注水开发可以有效的提高储层动用程度，有效的减缓含水上升的速度。其主要的措施有：采用新投注井早期同步分层注水，注采调转井直接分层，减少层间矛盾。对于新投注井的扥曾主要是根据砂体发育规模以及连通状况配注水量，考虑到砂岩吸水，因此初期注水强度较高。针对老分层井层间矛盾突出，加强细分层注水，挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态情况，对于厚度大，层数少，层段内吸水差异较大的井，进行细分注水。对于套管损坏注水井，要使用体积小、卡距细、承压高的封隔器，以提高密封率。
2.4 周期注水
油田储层裂缝发育呈现多种状态，具有较为明显的方向性，油层的非匀质性比较突出。注水开发后注入水岩高渗透层和裂缝突进，导致吸水以及出油层数逐渐减少，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况日益变差。使用周期注水是有效解决以上问题的水动力学调整方案之一。周期注水主要是通过周期性的改变注水量和采储量，在油层中造成一种不稳定压力场，使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，以增大注水波及系数和洗油效率，以提高最终采收率。
2.5 高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力
由于低渗透油田储层的渗透能力较低，空隙结构较为复杂，对于注水水质的要求较高。油田投入开发中，应使用高水质注水。以注水标准进行油田注水，在水质的处理上不仅仅要做到精细处理，使出站水质达标，而且还要做好水质的保护工作，对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进去油层之前，保持清洁。
3 结束语
低渗透油藏具有非常巨大的石油储量，一旦得以开发，将会使我国石油能源短缺的现象得到重大的改善。而当前对低渗透油藏开发的最有效最直接的方式是注水开发。本文就主要分析了低渗透油藏的地质动态特征和油田注水开发的主要方式方法，为我国低渗透油藏的快速开发提供了借鉴意义。
参考文献
[1] 李莉.大庆外围油田注水开发综合调整技术研究[J].中国科学院研究生院，2006
[2] 张晓红.双城油田水平注水开发技术研究[J].大庆石油学院，2009
【关键词】低渗透油藏 注水开采 技术 研究
我国的低渗透油藏具有地址动态特征，根据油藏的这一特征，几年来，通过不断的研究和现场试验等，初步形成了一套较为系统的油藏开发技术和方法，即注水和采油同步实施，以此保持油井具有高产量，在注水初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，在对井网进行加密调整，以缩小注采的井距，提高水驱控制程度，这些举措将会较快的提高注入水的波及系数和油田的注水开发的效果。
1 低渗透油藏的主要特征
1.1 非均质性
低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都不稳定，在短距离内就会出现岩相变化或者岩性尖灭，以致井间无法对比。
1.2 孔隙度以及孔隙结构
低渗透储层孔隙度的变化范围是较大的，有的可能高达30%，而有的气田只有5%左右，例如我国文中沙四气藏孔隙度介于8.86%—13.86%。美国奥卓拉气田孔隙度介于5%—15%，平均值11.2%；根据孔隙度又把低渗透致密储层划分为了高孔低渗和低孔低渗。高孔低渗储层的岩石主要为粉砂岩、极细砂岩和白空土，埋层深度较浅。对于粉砂岩以及很细粒的砂岩，其孔隙度一般介于10%—30%。低孔低渗储层具有极低的孔隙度，储层主要是由分散在储层演示中的微溶孔组成，大量空隙是由于沉积后矿物颗粒，岩石碎屑以及基质胶结物等经过溶解或者部分溶解后形成的。空隙是由短到相对长而扁平的或者带状扭曲的毛细管所连通的。
1.3 地质动态特征
1.3.1 受构造、断层和岩性因素综合影响的复合型油藏
其一是平面以及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井和开发的难度；另一方面是储层砂体规模较小，开发井网水驱控制的程度较低。油田在300米井距反向九点注水方式下，有73%的储量井网水驱控制程度达不到60%，从而影响了油田注水开发效果。
1.3.2 储层渗透能力较低，油层较薄
对于低渗透储层，井点平均空气渗透率只有（5.0—30.1）*10-3μm2，平均有效孔隙度14.77%—17.77%。由于油层悟性较差，油井自然产能低或者根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。有30%的注水井日注水量小于3m3/d，有20%的油井是不能够正常出油的。
1.3.3 储层裂缝发育，注水开发中水沿着定向裂缝推进较快
油田主体区块，注水过程中有35%油井含水上升比较快，石油产量递减较快；有65%的油井注水收效较差，压力产量较低，开发过程中出现的矛盾较为严重。
2 油田注水开发技术
针对以上低渗透油藏的特点，近几年经过大量的研究和实践，初步形成了一套完成的注水来发技术。
2.1 注水和采油的同步进行，以保证油井的高出油率
低渗透油层天然能量较小，导压性能较差，采取早注水或者同步注水，以有效的保证地层的压力、减小渗透率的损失。采取超前注水、同步注水的采油井，投产五个月以后才有强度为0.65—0.32t/（d.m），产量下降幅度达到了43.5%—51.5%，与树枝模拟计算结果是一致的。
2.2 初期采用高注采比注水，以尽快的恢复地层压力和油井的生产能力
在以往的实验中，对某一区块，进行为期两年的注水方案，平均年注采比达到2.0以上，半个月以后，地层压力很快恢复到饱和压力以上，油井普遍见到注水效果，单井产量也会从2.5t/d恢复到4.2t/d。
调整井网加密，缩小注采井距，以提高水驱控制的程度
井网水驱控制的程度，是决定油田开发效果好坏的重要指标，也是采取同步注水采油保持储存能量的基础所在。在砂体分布面积一定的情况下，井网水驱控制程度的大小主要是由注采井距和注采井数比所决定的，根据实际情况，适当的缩小井距或者提高井网的注采井数比，以达到提高井网的水驱空竹程度的可能。
2.3 采用早期分层的注水，以提高油田的储量
低渗透油田虽然油层的个数较少，但是层间渗透性差异较大，从油水井的产油吸水剖面分析，依然存在着较大的层间矛盾，采取早起分层注水开发可以有效的提高储层动用程度，有效的减缓含水上升的速度。其主要的措施有：采用新投注井早期同步分层注水，注采调转井直接分层，减少层间矛盾。对于新投注井的扥曾主要是根据砂体发育规模以及连通状况配注水量，考虑到砂岩吸水，因此初期注水强度较高。针对老分层井层间矛盾突出，加强细分层注水，挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态情况，对于厚度大，层数少，层段内吸水差异较大的井，进行细分注水。对于套管损坏注水井，要使用体积小、卡距细、承压高的封隔器，以提高密封率。
2.4 周期注水
油田储层裂缝发育呈现多种状态，具有较为明显的方向性，油层的非匀质性比较突出。注水开发后注入水岩高渗透层和裂缝突进，导致吸水以及出油层数逐渐减少，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况日益变差。使用周期注水是有效解决以上问题的水动力学调整方案之一。周期注水主要是通过周期性的改变注水量和采储量，在油层中造成一种不稳定压力场，使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，以增大注水波及系数和洗油效率，以提高最终采收率。
2.5 高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力
由于低渗透油田储层的渗透能力较低，空隙结构较为复杂，对于注水水质的要求较高。油田投入开发中，应使用高水质注水。以注水标准进行油田注水，在水质的处理上不仅仅要做到精细处理，使出站水质达标，而且还要做好水质的保护工作，对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进去油层之前，保持清洁。
3 结束语
低渗透油藏具有非常巨大的石油储量，一旦得以开发，将会使我国石油能源短缺的现象得到重大的改善。而当前对低渗透油藏开发的最有效最直接的方式是注水开发。本文就主要分析了低渗透油藏的地质动态特征和油田注水开发的主要方式方法，为我国低渗透油藏的快速开发提供了借鉴意义。
参考文献
[1] 李莉.大庆外围油田注水开发综合调整技术研究[J].中国科学院研究生院，2006
[2] 张晓红.双城油田水平注水开发技术研究[J].大庆石油学院，2009