南泥湾超低渗油藏注水开发的特征分析及措施研究摘要：南泥湾油田松700井区属超低渗油藏，平均孔隙度8.11%,渗透率0.532X10-34112。2006年9月开始实施注水开发先导试验，取得了一些成果，但也存在很多难题。表现出来的主要生产特征为：地层能量低，递减速度快；物性差，吸水指数低；启动压力梯度高，注采井间压力传递速度慢；水淹具有方向性。针对存在的问题，提出了有效的措施，包括注水并短半径压裂、实施超前注水、改变面积注水为行列式注水、高压注水等。部分措施已经实施，并初步见到了效果。希望通过本课题的研究,能够改善研究区的开发现状，提高采收率，并为同类型的油田提供依据和借鉴。关键词：超低渗油藏；注水开发；启动压力；超前注水：TE35文献标识码：A1油藏基本地质特征松700井区油层埋藏深度一般620〜680m，储层矿物成熟度低，长石平均含量46.8%,石英39.3%,岩屑10.8%,为长石砂岩。岩性比较细，以细砂岩、粉砂岩为主。储层孔隙度变化范围为0.83%-14.5%,平均8.11%,孔隙类型以粒间溶孔和残余粒间孔为主，还有少量粒内溶孔和填隙物溶孔，以及极少量的铸模孔和微裂缝。渗透率分布区间0.01-19.IX10-3um2,平均0.532X10-3Um2。研究区属三角洲沉积体系，目的层段属三角洲平原和前缘亚相。地温梯度2.82°C/100m,属低地温梯度异常；原始地层压力3.117〜3.357MPa,平均压力系数0.505,属低异常地层压力。2注水开发特征2.1地层能量低，递减速度快松700井区油层前期依靠天然能量开采，从2003年1月起到2006年8月共有35口油井陆续投产，三年多的时间平均单井月产油由21.67t/月下降到14.55t/月，平均单井月产液由28.5t/月下降到17.79t/月，由于无能量补充，递减速度快。2006年9月开始投入注水开发，到2007年8月平均单井月产量回升到27.288t/月，之后又开始递减，从2008年1月开始稳定递减，到2012年6乃平均单井月产量降到了8.249t/月。根据产量变化趋势分析，呈指数递减(图1),递减率0.0082/月。递减速度比较快，需要针对性地采取措施，如果按照这样的递减规律递减，三年后平均单井月产量就会降到5.6t/月，平均单井日产量0.19t/do2.2物性差，吸水指数低统计了2009年、2010年和2011年三年的注水井吸水剖面资料，平均视吸水指数分别为1.55m3/(d-MPa)>1.33m3/(d-MPa)>1.29m3/(d-MPa)o吸水能力低，这主要是研究区的物性差造成的。不仅吸水指数低，而且随着注水时间的增加，吸水能力呈降低趋势(表1)。这主要是两方面的原因造成的：一是注采井间启动压力梯度高，井底附近压力升高，注水压差下降，吸水能力呈降低趋势；二是低孔低渗，喉道细小，容易被污染。2.3启动压力梯度高，注采井间压力传递速度慢3开发技术措施研究3.1注水井短半径压裂为了增强水井注入能力，提高注水量，建议对原始水井进行压裂改造。研究区目前注采井距150-250m,而压裂裂缝半长为70-72米，为了避免油井与水井压裂裂缝串通引起严重指进，造成油井过早水淹，建议对原始水井进行短半径压裂，控制注水井压裂缝长度＜30m,这样既能增加油层吸水面积、提高水井注水能力，又能避免油井过早水淹，从而达到增强地层能量、提高油井产量的效果。3.2实施超前注水超前注水足在采油井投产前注水就开始注水。其机理主要是：①降低启动压力的影响，建立有效驱替系统；②减小因地层压力降低，有效应力增加造成的孔隙度、渗透率损害；③有效防止原油性质的改变；④降低油井的初始含水率；⑤提高了驱油效率。松700井区注水示范区于2006年9月开始注水，而部分油井投产时间是2007年7月或8月，比注水晚一年时间左右，这一部分井投产后单井日产量比其他井高很多，初期平均单井日产量1.90t/d,最高2.82t/do2003年投产的一批井初期日产量0.30~1.50t/d,平均0.72t/d,平均口产液0.95t/do表中的井是注水一年后投产的井，周围地层能量高，初期产量是其他井产量的2.4倍。由此可见同步注水和超前注水对松700井区是有效的。结语超低渗油藏注水开发主要表现出四个方面的生产特征：地层能量低，速度慢；水淹具有方向性。针对存在的问题提出了相应的综合治理建议：调整井网，转换成沿裂缝方向的行列注采井网；注水井短半径压裂技术，提高吸水能力和驰:替面积；实...