【摘要】南区采油厂劳山、柳林探区区域构造位于鄂尔多斯盆地东部斜坡带上，属于低孔、特低渗-超低渗储层，为了增加石油采出，使用注水开发。本文介绍了劳山、柳林探区的注水开发现状，分析了油藏特征，阐述了针对探区的注水开发方案，对注水工艺及参数进行优化，以保证探区的持续开发。对其他低渗油田具有借鉴意义。
　　
【关键词】注水开发 储层物性 井网设计 优化工艺
　　
1 油田概况
　　
1.1 油区地质概况
　　
南区采油厂劳山、柳林探区区域构造位于鄂尔多斯盆地东部斜坡带上，区域构造为一平缓的西倾单斜，每公里坡降不足1°。劳山、柳林探区行政区划分属甘泉县劳山乡和宝塔区柳林乡，共有资源面积400km2，目前共动用石油地质储量1550×104t，动用面积40km2。
　　
1.2 注水开发现状
　　
南区采油厂目前共有湫沿山400m3注水站一座和万80、万52、3006、2046、曹15五座撬装式注水站，共有注水井21口，注水控制面积4.48km2，受益油井113口。
　　
开展注水工作以来，井区产量递减明显减缓，年自然递减率由2008年的19.04%降低为2009年的11.07%。目前已有十余口油井获得了明显的增产效果，截止2010年5月，累计增油803.9t。
　　
我厂注水工作虽已取得一定成绩，但整体较为滞后，目前注水控制面积4.48km2，仅占油田动用面积的11.2%。
　　
2 油藏特征
　　
2.1 储层岩性特征与沉积相
　　
本区长2储层沉积相主要为曲流河沉积，平面上呈条带状分布，主要储集砂体为河道砂岩；长4+5储层为三角洲平原沉积，分流河道沉积于分流河道间细粒沉积相间分布，主要的储集相带为三角洲平原分流河道砂体；长6主要为三角洲平原和三角洲前缘沉积，平面上呈朵状或分散片状，有利的储集相带为三角洲平原分流河道砂体与三角洲前缘水下分流河道砂体及碳酸盐岩胶结致密带以外的部分。
　　
2.2 储层物性特征
　　
劳山、柳林探区长2储层孔隙度为0.39%～18.1%，平均10.81%，渗透率0.01×10-3μm2～10.3×10-3μm2，平均0.96×10-3μm2；长4+5储层孔隙度为0.37%～18.2%，平均9.90%，渗透率0.08×10-3μm2～6.68×10-3μm2，平均0.59×10-3μm2；长6储层孔隙度为3.94%～17.3%，平均9.47%，渗透率0.01×10-3μm2～10.89×10-3μm2，平均0.93×10-3μm2。此三个油层组均属低孔、特低渗-超低渗储层。2.3 储层流体特征
　　
根据16口井20个原油样品的常规分析测试结果分析表明，本区长4+5、长6油藏原油性质原油密度、粘度等变化均不大，具有低密度（0.845g/cm3）、低粘度（50℃条件下7.52mPa.s）、较低凝固点（11.9℃）的特点。
　　
3 注水地质方案设计3.1 井网系统
　　
劳山、柳林探区早期井网按油田公司要求进行设计，为正方形反九点法井网，井距为200m。考虑到裂缝展布与注采井网的匹配关系，将井网调整为菱形反九点法井网，菱形长对角线方向平行裂缝方向。
　　
同时开展地应力分布与油田整体压裂研究，进一步优化井网及压裂投产方式。3.2 开发层系与注水方式
　　
我厂劳山、柳林主要开发层位长4+52、长61普遍发育2～3个砂体，油井多为单层开采。在此类区域，拟将长4+52、长61的砂体全部射开进行分层注水。注水管柱为Y341-114型可洗井封隔器下一根或两根油管接KPX-114型偏心配水器（以封隔器坐封位置避开套管接箍为准），油管下至最底部射孔井段下20～30m，油管下端接单流阀。
　　
4 注水工程方案设计
　　
4.1 射孔设计
　　
劳山、柳林探区储集砂体为三角洲前缘水下分流河道和三角洲平原分流河道沉积，由于沉积过程中河道的侧向迁移与摆动，储集体均具有强的非均质性，有正韵律层序、反韵律层序或具有薄的泥岩隔层。射孔时应充分考虑其非均质性的影响和储层韵律性特征。
　　
同时，考虑到我厂已投注的部分注水井已出现注水压力高、注不进水的情况，因此应适当提高注水层位打开程度。因此，射孔依照以下原则进行：正韵律的储层优先射开上部含油层段，射开程度不小于60%；对反韵律储层优先射开下部层段，射开程度50%～60%；对箱状和块状储层，从油层中上部射开50%～60%；对具薄隔层的油层则隔层上下均要射孔，若油层较薄，射开程度可设计为80%～90%。射孔密度采用16孔/m。
　　
4.2 注入压力破裂压力为依据，一般确定为油层破裂压力的85%[1]。根据我厂劳山、柳林探区570余口油井压裂数据统计（表1）可见，劳山、柳林探区长2+3、长4+5、长6、长8各储层不同井间破裂压力差别较大，主要原因是受储层的非均质性和区内天然裂缝等因素的影响。
　　
最高流动压力的确定应以限制其产生裂缝为原则，因此，劳山、柳林探区各油层组很难确定统一的最大流动压力，应分析每口注水井周围采油井的破裂压力而定，一般不要超过周围井的最小破裂压力的85%。考虑到破裂压力差别大，显然以平均破裂压力确定最大流动压力是不合适的。以最小破裂压力的85%作为最大流动压力。因此，综合确定长2+3储层最大流动压力为8.5MPa，长4+5、长6储层最大流动压力为11.5MPa，长8储层最大流动压力为13.8MPa。
　　
按注水井注入压力公式计算：
　　
Pwa=PWF-H×rW+Pwd （式1）
　　
式中：Pwa——注入压力，MPa；
　　
PWF——允许最高流动压力，MPa；H——井深，m；
　　
rW——注入水密度，mg/cm3；
　　
Pwd——注水管线损失压力，MPa。
　　
据此式计算劳山、柳林探区长2+3储层注水井的最高注入压力约为4.8MPa；长4+5、长6储层最高注入压力为6.8MPa；长8储层最高注入压力为7.5MPa。
　　
5 总结
　　
（1）严格通洗井制度，无论是油井转注还是新投注井，注水前均要求首先用114mm通井规通井至最下部油层之下15～20m。之后用活性水洗井，要求洗井不小于3周，返出水水质与注入水水质一致。
　　
（2）注水井优先考虑射孔后直接投注，若直接投注有困难时（注不进去时），考虑复合射孔或注水井解堵等措施。
　　
（3）严格执行已确定的注水井的射孔要求，并按两套开发层系进行射孔，即优先开发长61油层。为了保证有效水驱油范围，注水井射开程度不得低于50%，并根据沉积旋回确定。
　　
（4）采用深穿透射孔弹射孔，保證射孔弹能穿透浸入带或较大的初始驱动范围。目前油田开发中广泛采用的127弹即具有深穿透能力，能满足注水射孔的要求。
　　
参考文献
　　
[1] 侯明明，胡小冬，马超群，等.防套损中高压注水压力界限的确定[J]，内蒙古石油化工，2011（16）