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【摘 要】注水开发是油田开发过程中，除依靠天然能量开采之外，最可行、最有效、最经济的一种油田开发手段，属二次采油范筹。本文通过对永宁油田宜西沟长6油藏注水开发见效受控因素进行分析，并提出相应技术对策，以期能够为低渗、特低渗油田实际注水开发提供一定的技术借鉴和指导。
【关键词】注水开发；注水见效；受控因素；技术对策
宜西沟油区构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。区域开发面积33.2km2，主要生产层位三叠系延长组长6油层组，为三角洲前缘——前三角洲沉积，地质储量3025×104t。储层孔隙度平均值为10.1%，渗透率平均为0.80×10-3μm2，油层平均埋深1600～1700m，单层平均厚度21.2m。属典型的低孔、超低渗油藏。该区于2002年4月投入开发，当年钻井18口，年产原油4175 t，截止2007年底，区域全部投入开发，共有生产井292口，年产原油10.37×104t。2012年5月份，区域全面投入注水开发，设计注水井70口，注入水源为区域地层采出水和洛河砂岩清水两类。截止2013年底，区域累计注水28.12×104m3，累计采油65.45×104t，累计注采比0.17。
根据开发动态分析显示，区域内部分油井已出现高含水甚至部分油井水淹现象。根据见水方位平面图显示，受储层天然微裂缝发育程度和平面非均质性影响，主要以裂缝性见水为主。加之区域属于滞后注水开发，为及早弥补地层亏空，注水井初期射孔层位较多、射开程度较高，且前期部分井组注水强度也相对较大，从而造成部分井组单向突进严重，区域注水效果变差。
1.注水受控因素
1.1储层裂缝
油藏储层裂缝发育方向一般受油藏构造形态影响，宜西沟油区在前期油井压裂投产时通过裂缝监测表明，本区域人工压裂裂缝方向为北东40°～66°，主应力裂缝方向为北东55°左右，由此表明宜西沟油田的压裂裂缝方向与区域应力裂缝方向基本一致。而通过对本油区16口高含水井和水淹井方位进行分析结果表明，约有64%的高含水井位于裂缝方位，结合沉积储层砂体的走向（本区为NE-SW向）分析认为，一般情况下注入水水线首先沿压裂主造缝方向推进，然后沿物性相对好的部位进入区域应力裂缝方向。因此油井远离注水井裂缝线，位于裂缝两侧的油井，注水水线推进均匀，水驱效率高，注水开发效果好；油井靠近注水井裂缝，位于裂缝线上的油井则见效快，水淹也快，水驱效果反而变差。
1.2 射开层数与射开程度
一般情况下，油井射开的层数越多，层与层之间互相的干扰程度也就越大。宜西沟油区目前注入和采出层位为长6层的长61、长62、长63三个小层。由于前期地层亏空较为严重，因此注水井暂时均按笼统方式进行注水，2012年通过测吸水剖面发现，几乎全部注水井均呈尖刀状吸水现象，且由于前期油井开采层位不同、开采时间的差异、吸水层位也各不相同，说明井区平面矛盾和层间矛盾严重，这是造成部分油井高含水和水淹的主要原因，因此在区域投入开发时，应充分考虑各层位间的相宜性，尽量少或不射开最小吸水层渗透率以下的层位，从而最大限度地减小层间干扰。通过本区域目前生产现状进一步证明，射孔厚度过大、射孔层数过多，并不利于油田开发。
1.3储层物性和非均质性
根据大量的研究资料表明，低渗透油田渗流规律并不遵循达西定律，一般呈非达西渗流特征，既直线段的延长线不通过原点，并且随压力梯度的增大，流速呈非线性增长，即在流量和压力梯度的直角坐标系上，呈现出的不单是一条直线，而是由一条上翘的曲线和直线两部分构成（见图1）。从图2可看出，在曲线段启动压力梯度随渗透率的降低而增大。由此表明储层物性对油田注水开发也存在一定的影响。
通过从本区域测井解释数据分析储层非均质性，整个长6油藏孔隙度变异系数0.24，突进系数1.35，级差3.07，滲透率变异系数0.62，非均质系数1.39，突进系数7.54，级差120.16，可见整个油田孔隙度分异程度较低，而渗透率差异较明显。此外，长6油层组储集层砂岩局部发育微裂隙，增强了渗透率方向性，特别是在注水压力及储层压裂改造后，流体渗流则从单一孔隙型渗流转化为裂缝性、裂缝-孔隙型渗流，微裂缝对实际渗流非均质性起重要作用。因此，由于微裂缝的存在，致使本区域长6油层组储层非均质性较为严重。注水开发时更易发生水线突进，从而造成暴性水淹。所以，储层非均质性程度是控制注水开发油田见效见水的重要因素。
1.4注采比与地层压力
宜西沟油区原始地层压力为10.56 MPa，饱和压力为3.91MPa，压力系数趋于0.9，平均地层压力梯度0.97MPa/100m，属于低压异常压力系统。根据物质平衡法计算，当注入水有3%发生外流时，要保持地层压力稳定或回升，注采比不能小于1.05，从累计注采比和地层压力关系看，当累计注采比为1.0时，地层压力可保持在10.0 MPa左右，而本区域属于滞后注水开发，因此目前区域累计注采比仅为0.17，而根据2013年压力测试资料显示，该区域目前地层压力也仅保持在4.5～5.8 MPa范围内，地饱压差较低，因此加强区域注水强度，合理提高注采比仍然是当前首要任务，因为一旦地层能量不能及时恢复，将出现目前地层压力低于饱和压力之后，原油便在井底发生脱气，这些小气泡由于贾敏效应使油层中油、水的流动都增加了阻力，对于油田的开采极为不利；同时它还会对注入水压力的传递产生阻隔作用，从而使区域注水见效较晚。但是，一旦注入水在高注水压差（高注采比）下，沿某一通道快速达到生产井，在该通道上的水相渗透率将大大超过其他方向的水相渗透率，导致油井见水后，含水率迅速上升，产量随之也快速下降，甚至出现暴性水淹。因此为及时恢复地层能量，制定合理的注采比也成为注水见效受控因素之一。
2.提高注水开发效果技术对策
2.1深部调驱和调剖 针对宜西沟油区储层天然微裂缝的存在，使得注水開发过程中，注入水沿裂缝方向突进造成的高含水和水淹现象，主要采取注水井深部调驱堵水和调剖工艺技术。2013年本区域共实施注水井深部调驱堵水2井次，调剖5井次，均达到了预期效果，有效期多在六个月左右，从而有效缓解区域水淹状况，为提高区域水驱效率起到了一定的作用。
2.2分注、分采工艺应用
针对本区域油、水井的多射孔层位和高射开率所引起的层间干扰现象，目前主要采取的技术手段是分注、分采工艺。其中2013年通过产液剖面和吸水剖测试成果，共对本区域的17口注水井和24口采油井分别实施了分层注水和分层采油作业。从而缓解了区域层间干扰，有效地解决了层间矛盾问题。
2.3优化注采井网，做好平面调整
油田在进入开发阶段后，首先要解决的问题就是井距和井网的问题。过大的井距不能有效的控制和动用储量，过小的井距注水时可能形成裂缝窜流，影响注水效果，同时也不利于经济开发。开发井网的部署要同时满足有效的控制和动用储量，满足压裂注水开发要求以及采油速度、采收率和经济效益等要求。所以，油田开发的井距、井网的确定要针对油层具体特征，进行统筹兼顾，综合分析。
3.认识及建议
3.1加强地质基础认识和研究。低渗、特低渗油田注水开发见效的控制因素相对较多，而相对于地质因素属于客观控制因素，后期油田开发管理过程中所产生的因素属于主观控制因素。因此要加强对客体的认识，以便为后期开发管理过程中制定切实、准确的主控因素则显得尤为重要。
3.2合理的注水开发时机是低渗、特低渗油田开发效果的有效方式。因此应根据不同类型油田制定超前、同期等不同的注水开发时机，总体来说对于低渗、特低渗油田不应采取滞后注水方式。
3.3加强平面和剖面的调控技术，包括井网优化、调驱、调剖、分注、分采等工艺技术是有效开发低渗透油田的重要手段，成为提高油田产能、采收率和开发经济效益的根本措施。
参考文献：
[1]杨兴利，张冠华，李丹.甘谷释油田特低渗储层注水效果分析[J].重庆科技学院学报，2011，10（6）：24-15.
[2]邓英尔，刘慈群.启动压力梯度对低渗油田注水开发的影响[J].低渗透油气田，2012，3（3）：35-39.
[3]孙卫，曲志浩，岳乐平，等.鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律[J].石油与天然气地质，2012，19（3）：190-194.
[4] 阎庆来等.低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究[J].西安石油学院学报，2010，5（2）：1-6.
【关键词】注水开发；注水见效；受控因素；技术对策
宜西沟油区构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。区域开发面积33.2km2，主要生产层位三叠系延长组长6油层组，为三角洲前缘——前三角洲沉积，地质储量3025×104t。储层孔隙度平均值为10.1%，渗透率平均为0.80×10-3μm2，油层平均埋深1600～1700m，单层平均厚度21.2m。属典型的低孔、超低渗油藏。该区于2002年4月投入开发，当年钻井18口，年产原油4175 t，截止2007年底，区域全部投入开发，共有生产井292口，年产原油10.37×104t。2012年5月份，区域全面投入注水开发，设计注水井70口，注入水源为区域地层采出水和洛河砂岩清水两类。截止2013年底，区域累计注水28.12×104m3，累计采油65.45×104t，累计注采比0.17。
根据开发动态分析显示，区域内部分油井已出现高含水甚至部分油井水淹现象。根据见水方位平面图显示，受储层天然微裂缝发育程度和平面非均质性影响，主要以裂缝性见水为主。加之区域属于滞后注水开发，为及早弥补地层亏空，注水井初期射孔层位较多、射开程度较高，且前期部分井组注水强度也相对较大，从而造成部分井组单向突进严重，区域注水效果变差。
1.注水受控因素
1.1储层裂缝
油藏储层裂缝发育方向一般受油藏构造形态影响，宜西沟油区在前期油井压裂投产时通过裂缝监测表明，本区域人工压裂裂缝方向为北东40°～66°，主应力裂缝方向为北东55°左右，由此表明宜西沟油田的压裂裂缝方向与区域应力裂缝方向基本一致。而通过对本油区16口高含水井和水淹井方位进行分析结果表明，约有64%的高含水井位于裂缝方位，结合沉积储层砂体的走向（本区为NE-SW向）分析认为，一般情况下注入水水线首先沿压裂主造缝方向推进，然后沿物性相对好的部位进入区域应力裂缝方向。因此油井远离注水井裂缝线，位于裂缝两侧的油井，注水水线推进均匀，水驱效率高，注水开发效果好；油井靠近注水井裂缝，位于裂缝线上的油井则见效快，水淹也快，水驱效果反而变差。
1.2 射开层数与射开程度
一般情况下，油井射开的层数越多，层与层之间互相的干扰程度也就越大。宜西沟油区目前注入和采出层位为长6层的长61、长62、长63三个小层。由于前期地层亏空较为严重，因此注水井暂时均按笼统方式进行注水，2012年通过测吸水剖面发现，几乎全部注水井均呈尖刀状吸水现象，且由于前期油井开采层位不同、开采时间的差异、吸水层位也各不相同，说明井区平面矛盾和层间矛盾严重，这是造成部分油井高含水和水淹的主要原因，因此在区域投入开发时，应充分考虑各层位间的相宜性，尽量少或不射开最小吸水层渗透率以下的层位，从而最大限度地减小层间干扰。通过本区域目前生产现状进一步证明，射孔厚度过大、射孔层数过多，并不利于油田开发。
1.3储层物性和非均质性
根据大量的研究资料表明，低渗透油田渗流规律并不遵循达西定律，一般呈非达西渗流特征，既直线段的延长线不通过原点，并且随压力梯度的增大，流速呈非线性增长，即在流量和压力梯度的直角坐标系上，呈现出的不单是一条直线，而是由一条上翘的曲线和直线两部分构成（见图1）。从图2可看出，在曲线段启动压力梯度随渗透率的降低而增大。由此表明储层物性对油田注水开发也存在一定的影响。
通过从本区域测井解释数据分析储层非均质性，整个长6油藏孔隙度变异系数0.24，突进系数1.35，级差3.07，滲透率变异系数0.62，非均质系数1.39，突进系数7.54，级差120.16，可见整个油田孔隙度分异程度较低，而渗透率差异较明显。此外，长6油层组储集层砂岩局部发育微裂隙，增强了渗透率方向性，特别是在注水压力及储层压裂改造后，流体渗流则从单一孔隙型渗流转化为裂缝性、裂缝-孔隙型渗流，微裂缝对实际渗流非均质性起重要作用。因此，由于微裂缝的存在，致使本区域长6油层组储层非均质性较为严重。注水开发时更易发生水线突进，从而造成暴性水淹。所以，储层非均质性程度是控制注水开发油田见效见水的重要因素。
1.4注采比与地层压力
宜西沟油区原始地层压力为10.56 MPa，饱和压力为3.91MPa，压力系数趋于0.9，平均地层压力梯度0.97MPa/100m，属于低压异常压力系统。根据物质平衡法计算，当注入水有3%发生外流时，要保持地层压力稳定或回升，注采比不能小于1.05，从累计注采比和地层压力关系看，当累计注采比为1.0时，地层压力可保持在10.0 MPa左右，而本区域属于滞后注水开发，因此目前区域累计注采比仅为0.17，而根据2013年压力测试资料显示，该区域目前地层压力也仅保持在4.5～5.8 MPa范围内，地饱压差较低，因此加强区域注水强度，合理提高注采比仍然是当前首要任务，因为一旦地层能量不能及时恢复，将出现目前地层压力低于饱和压力之后，原油便在井底发生脱气，这些小气泡由于贾敏效应使油层中油、水的流动都增加了阻力，对于油田的开采极为不利；同时它还会对注入水压力的传递产生阻隔作用，从而使区域注水见效较晚。但是，一旦注入水在高注水压差（高注采比）下，沿某一通道快速达到生产井，在该通道上的水相渗透率将大大超过其他方向的水相渗透率，导致油井见水后，含水率迅速上升，产量随之也快速下降，甚至出现暴性水淹。因此为及时恢复地层能量，制定合理的注采比也成为注水见效受控因素之一。
2.提高注水开发效果技术对策
2.1深部调驱和调剖 针对宜西沟油区储层天然微裂缝的存在，使得注水開发过程中，注入水沿裂缝方向突进造成的高含水和水淹现象，主要采取注水井深部调驱堵水和调剖工艺技术。2013年本区域共实施注水井深部调驱堵水2井次，调剖5井次，均达到了预期效果，有效期多在六个月左右，从而有效缓解区域水淹状况，为提高区域水驱效率起到了一定的作用。
2.2分注、分采工艺应用
针对本区域油、水井的多射孔层位和高射开率所引起的层间干扰现象，目前主要采取的技术手段是分注、分采工艺。其中2013年通过产液剖面和吸水剖测试成果，共对本区域的17口注水井和24口采油井分别实施了分层注水和分层采油作业。从而缓解了区域层间干扰，有效地解决了层间矛盾问题。
2.3优化注采井网，做好平面调整
油田在进入开发阶段后，首先要解决的问题就是井距和井网的问题。过大的井距不能有效的控制和动用储量，过小的井距注水时可能形成裂缝窜流，影响注水效果，同时也不利于经济开发。开发井网的部署要同时满足有效的控制和动用储量，满足压裂注水开发要求以及采油速度、采收率和经济效益等要求。所以，油田开发的井距、井网的确定要针对油层具体特征，进行统筹兼顾，综合分析。
3.认识及建议
3.1加强地质基础认识和研究。低渗、特低渗油田注水开发见效的控制因素相对较多，而相对于地质因素属于客观控制因素，后期油田开发管理过程中所产生的因素属于主观控制因素。因此要加强对客体的认识，以便为后期开发管理过程中制定切实、准确的主控因素则显得尤为重要。
3.2合理的注水开发时机是低渗、特低渗油田开发效果的有效方式。因此应根据不同类型油田制定超前、同期等不同的注水开发时机，总体来说对于低渗、特低渗油田不应采取滞后注水方式。
3.3加强平面和剖面的调控技术，包括井网优化、调驱、调剖、分注、分采等工艺技术是有效开发低渗透油田的重要手段，成为提高油田产能、采收率和开发经济效益的根本措施。
参考文献：
[1]杨兴利，张冠华，李丹.甘谷释油田特低渗储层注水效果分析[J].重庆科技学院学报，2011，10（6）：24-15.
[2]邓英尔，刘慈群.启动压力梯度对低渗油田注水开发的影响[J].低渗透油气田，2012，3（3）：35-39.
[3]孙卫，曲志浩，岳乐平，等.鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律[J].石油与天然气地质，2012，19（3）：190-194.
[4] 阎庆来等.低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究[J].西安石油学院学报，2010，5（2）：1-6.