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摘 要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。
关键词：低渗透油田 水驱开发 存在问题 影响因素 技术措施
一、油田概况
南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。
二、油田水驱开发存在问题
南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。
1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快
油田原始地层压力为17.2Mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。
2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高
油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。
3.油井见注水效果较慢，压力、产量变化不敏感
油田油层渗流阻力大，注采井距偏大，注水井到油井间的压力消耗多，因而油井见注水效果不仅时间晚，而且反应比较平缓，压力、产量变化幅度不大，有的甚至恢复不到油井投产初期的产量水平。通过井组分析，南翼山油田注水见效时间长，平均43个月，油井见效井数少，见效井数占油井数的36%。
三、影响水驱效果差的影响因素分析
1.注水水质影响
渗透注水开发油藏中，注水水质中固体悬浮物和含油量超标，以及注入水与地层水配伍性差是低渗透油藏注水水质的突出问题。当注入水中悬浮固体含量过高时，固体颗粒会被滤出在井壁或进入储层，形成低渗透性的滤饼或低渗透污染区域，堵塞储层的流通孔道，使油层吸水量大幅度地下降，严重影响注水开发效果。注入水中含油量过高时，含油会聚集成油滴，进入岩石的微小孔隙，形成附加毛管压力，堵塞微小孔隙，使注入压力上升[3]。当注入水与地层水配伍性差，注入水所含成垢离子Ca2+、Mg2+、SO42-、CO32-等较多时，容易形成沉淀，造成储层内结垢严重，堵塞孔吼通道，导致注入压力上升，油层吸水能力下降。
2.储层敏感性影响
南翼山油田粘土含量较高，由于注入速度过快，使微粒更易运移，导致近井地带储层发生较为严重的速敏伤害，使储层渗透性变差，并且速敏引起的储层渗透率伤害具有不可恢复性。水敏是由于当注入水使地层水的浓度降低或组成发生变化时，破坏粘土矿物与地层水处于溶胀平衡状态，导致粘土发生膨胀，从而降低了储层渗透性。
3.储层有效应力影响
注水过程中，注采不平衡和地层压力下降，储层的有效应力变大，导致储层骨架会发生弹塑变形，孔隙介质变形，使依附在壁上的松散颗粒脱落，在孔隙中运移并在狭窄孔隙或喉道处堆集，造成堵塞，使储层渗透率降低。
4.过度压裂影响
低渗透油田注采井的过度压裂，易造成裂缝将油层切割，基岩弹性能量释放后注入水将沿裂缝窜流，导致油井暴性水淹，由于压裂后裂缝与基质的油水渗流能力存在明显差异，油层水淹后仍有大量的剩余油富集于基质中难以开采，再利用水驱渗吸作用来开采基质中的原油效果差、时间长、采收率低。
四、改善水驱效果的技术方法
1.采用合理的注采井网，提高水驱控制程度
当砂体分布面积一定时，井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比，适当缩小井距或提高井网的注采井数比，可以提高井网的水驱控制程度，改善油田水驱开发效果[4]。
2.精细分层注水，提高油层动用程度
南翼山油田油层具有薄、多、散、杂等特点，层间非均质性强，存在着很大的层间矛盾，采取早期分层注水开发，挖潜差油层潜力，可以有效的提高储量动用程度，提高注水效率。
3.提高注入水水质与配伍性，减少储层伤害
南翼山油田储层渗透能力低，孔喉半径小，对注入水水质要求较高。在注水开发中，严格按水质标准进行注水，搞好精细水质处理，提高注入水与地层的配伍性，可以有效地减少储层的伤害。
4.开展周期注水，减少无效注水
通过周期性的改变注水量，在油层中造成不稳定的脈冲压力场，使流体在不同渗透率地层或裂缝间中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，可以增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。
5.开展注水井调剖调驱措施，改善纵向吸水均衡性
调剖调驱技术是解决层间矛盾，改善注水井吸水不均衡的重要措施手段。通过开展调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵、驱油实验等研究，优选出了与油田储层配伍的调剖剂配方，有效解决层间矛盾。
五、总结
1.南翼山低渗透油田注水开发主要存在注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高；油井见注水效果较慢，压力、产量变化不敏感等问题。
2.注入水的水质、储层速敏和水敏、储层有效压力及过度压裂等因素是造成南翼山油田水驱效果差的主要原因。
3.储层损害周期长、损害范围广，具有动态性、叠加性和不可逆性。因此为了确保油田长期稳产，改善油田水驱效果，必须要开展精细注水，不仅要注够水，还要注好水。
4.提高低渗透油田改善水驱效果，必须开展注采井网的适应性分析、合理控制注采速度、精细分层注水；注水水质精细处理和注入水配伍性研究，减少储层伤害；注重保持地层能量，避免因过度压裂引起的暴性水淹；开展周期注水和注水井调剖、调驱措施等工作。
参考文献
[1] 罗晓兰.南翼山浅油藏整体开发方案[R].敦煌：内部资料，2013.
[2] 袁旭军， 叶晓端等.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺， 2006， 29（4）： 31- 32.
[3] 高建，吕静等.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J]内蒙古石油化工，2009，12（12）：48-50.
[4] 岳耀怀. 低渗透油田注水开发技术方法[J].中国石油和化工标准与质量， 2012， 24（1）： 54.
作者简介：姜明玉（1983-）男，土族，甘肃敦煌，助理工程师，主要从事油田开发工作。
关键词：低渗透油田 水驱开发 存在问题 影响因素 技术措施
一、油田概况
南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。
二、油田水驱开发存在问题
南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。
1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快
油田原始地层压力为17.2Mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。
2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高
油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。
3.油井见注水效果较慢，压力、产量变化不敏感
油田油层渗流阻力大，注采井距偏大，注水井到油井间的压力消耗多，因而油井见注水效果不仅时间晚，而且反应比较平缓，压力、产量变化幅度不大，有的甚至恢复不到油井投产初期的产量水平。通过井组分析，南翼山油田注水见效时间长，平均43个月，油井见效井数少，见效井数占油井数的36%。
三、影响水驱效果差的影响因素分析
1.注水水质影响
渗透注水开发油藏中，注水水质中固体悬浮物和含油量超标，以及注入水与地层水配伍性差是低渗透油藏注水水质的突出问题。当注入水中悬浮固体含量过高时，固体颗粒会被滤出在井壁或进入储层，形成低渗透性的滤饼或低渗透污染区域，堵塞储层的流通孔道，使油层吸水量大幅度地下降，严重影响注水开发效果。注入水中含油量过高时，含油会聚集成油滴，进入岩石的微小孔隙，形成附加毛管压力，堵塞微小孔隙，使注入压力上升[3]。当注入水与地层水配伍性差，注入水所含成垢离子Ca2+、Mg2+、SO42-、CO32-等较多时，容易形成沉淀，造成储层内结垢严重，堵塞孔吼通道，导致注入压力上升，油层吸水能力下降。
2.储层敏感性影响
南翼山油田粘土含量较高，由于注入速度过快，使微粒更易运移，导致近井地带储层发生较为严重的速敏伤害，使储层渗透性变差，并且速敏引起的储层渗透率伤害具有不可恢复性。水敏是由于当注入水使地层水的浓度降低或组成发生变化时，破坏粘土矿物与地层水处于溶胀平衡状态，导致粘土发生膨胀，从而降低了储层渗透性。
3.储层有效应力影响
注水过程中，注采不平衡和地层压力下降，储层的有效应力变大，导致储层骨架会发生弹塑变形，孔隙介质变形，使依附在壁上的松散颗粒脱落，在孔隙中运移并在狭窄孔隙或喉道处堆集，造成堵塞，使储层渗透率降低。
4.过度压裂影响
低渗透油田注采井的过度压裂，易造成裂缝将油层切割，基岩弹性能量释放后注入水将沿裂缝窜流，导致油井暴性水淹，由于压裂后裂缝与基质的油水渗流能力存在明显差异，油层水淹后仍有大量的剩余油富集于基质中难以开采，再利用水驱渗吸作用来开采基质中的原油效果差、时间长、采收率低。
四、改善水驱效果的技术方法
1.采用合理的注采井网，提高水驱控制程度
当砂体分布面积一定时，井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比，适当缩小井距或提高井网的注采井数比，可以提高井网的水驱控制程度，改善油田水驱开发效果[4]。
2.精细分层注水，提高油层动用程度
南翼山油田油层具有薄、多、散、杂等特点，层间非均质性强，存在着很大的层间矛盾，采取早期分层注水开发，挖潜差油层潜力，可以有效的提高储量动用程度，提高注水效率。
3.提高注入水水质与配伍性，减少储层伤害
南翼山油田储层渗透能力低，孔喉半径小，对注入水水质要求较高。在注水开发中，严格按水质标准进行注水，搞好精细水质处理，提高注入水与地层的配伍性，可以有效地减少储层的伤害。
4.开展周期注水，减少无效注水
通过周期性的改变注水量，在油层中造成不稳定的脈冲压力场，使流体在不同渗透率地层或裂缝间中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，可以增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。
5.开展注水井调剖调驱措施，改善纵向吸水均衡性
调剖调驱技术是解决层间矛盾，改善注水井吸水不均衡的重要措施手段。通过开展调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵、驱油实验等研究，优选出了与油田储层配伍的调剖剂配方，有效解决层间矛盾。
五、总结
1.南翼山低渗透油田注水开发主要存在注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高；油井见注水效果较慢，压力、产量变化不敏感等问题。
2.注入水的水质、储层速敏和水敏、储层有效压力及过度压裂等因素是造成南翼山油田水驱效果差的主要原因。
3.储层损害周期长、损害范围广，具有动态性、叠加性和不可逆性。因此为了确保油田长期稳产，改善油田水驱效果，必须要开展精细注水，不仅要注够水，还要注好水。
4.提高低渗透油田改善水驱效果，必须开展注采井网的适应性分析、合理控制注采速度、精细分层注水；注水水质精细处理和注入水配伍性研究，减少储层伤害；注重保持地层能量，避免因过度压裂引起的暴性水淹；开展周期注水和注水井调剖、调驱措施等工作。
参考文献
[1] 罗晓兰.南翼山浅油藏整体开发方案[R].敦煌：内部资料，2013.
[2] 袁旭军， 叶晓端等.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺， 2006， 29（4）： 31- 32.
[3] 高建，吕静等.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J]内蒙古石油化工，2009，12（12）：48-50.
[4] 岳耀怀. 低渗透油田注水开发技术方法[J].中国石油和化工标准与质量， 2012， 24（1）： 54.
作者简介：姜明玉（1983-）男，土族，甘肃敦煌，助理工程师，主要从事油田开发工作。