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低渗油藏注水开发存在问题及改善措施研究 　　摘 要：本文结合低渗油藏的特点，分析了低渗透油藏注水开发中存在的问题，提出了低渗油藏以小层为单位按单砂体合注合采，使用水平井开发，适当增大生产压差，尽量减小注采井距等措施，通过在现场应用，效果明显。 　　关键词：低渗 注水开发 改善措施 　　低渗透油田由于流体渗透能力差、产能低，在开发过程中需要进行注水开发或储层改造才能正常生产。低渗透油藏在注水开发过程中都会遇到一些问题，部分低渗油藏极为严重，使油藏生产处于瘫痪状态。因此，急需开展这方面的研究，以提高低渗油藏的开发效率。 　　一、低渗油藏的特点 　　低渗透油藏通常具有储层渗透率低、单井产能低，与中高渗油藏相比，具有如下特点：低渗透油藏油层连通性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；储层渗透率低，流度低，孔隙吼道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；低渗油藏见水后，采液和采气指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。 　　二、低渗储层注水开发存在的问题 　　1.注水井启动压力高，地层和注水压力上升快 　　低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水，只有当注水压力提高到一定界限（启动压力）后才开始吸水。低渗透油藏容易在注水井周围憋成高压区，致使注水压力很快上升，达到地层破裂压力，不能正常工作。长庆油田某区块这种矛盾十分突出，该区块1987年投产，到1995年，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，井口注水压力由8.2Mpa升到12.2Mpa，提高了4.0Mpa，启动压力从7.7Mpa升至10.8Mpa，增加3.5Mpa。视吸水指数由9m3/d·Mpa降低为3.8m3/d·Mpa，降低了58%。注水井地层压力升高，有效注水压差减少，使注水量满足不了油藏开发需要。注水压力升高，超过界限，还会造成油、水井套管变形损害。 　　2.生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快 　　低渗透油藏生产井一般在注水半年后才会见到注水效果，而且注水效果远不如中高渗透油藏那样明显，压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复，大大低??投产初期水平。例如榆林油田滞后6个月注水的X32井区，注水见效后产量仍比初期产量低50.6%，即使同步注水的树34井区，产量也比初期产量低25%。安塞油田情况更为突出，1990年陆续投入注水开发，根据1996年底的统计，生产井见效井数365口，仅占总井数的30%。 　　3.产液指数大幅度下降，产油量加速递减 　　油井见水后随着含水率的不断提高，产油量逐渐递减。中高渗透油藏见水后产液指数上升，通过不断提高油井产液量的措施，保证产油量的稳定或降低递减速度。 　　低渗透油藏见水后，油井采液指数大幅度下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%左右。加之地层压力水平低，产液量很难提高，这样就造成了低渗透油井见水后产油量加剧递减的严重被动局面。 　　三、低渗油藏改善注水效果措施 　　1.以小层为单位按单砂体合注合采 　　低渗透油藏注水开发目前普遍采用以小层为单元合采合注，但由于低渗油藏储层特征复杂，纵向上一个小层通常由由几个相互分割的单砂体叠加而成，导致部分单砂体全部或局部未动用。因此，对于低渗透油藏注水开发层系划分要比常规油藏进一步细化，以小层为单位、以单砂体为基本单元，按照单砂体实施合注合采，这样可以增加纵向上各单砂体的动用程度，改善开发效果[1]。长庆油田某区块，将以前实行的三段分注细分为目前的6段分注，已完成28口井，增加了65个注水层段，增加吸水厚度185.2米，增加动用储量154万吨。 　　2.使用水平井开发 　　低渗油藏使用水平井开发是改善低渗透油藏开发效果有效途径之一。水平井的水平段能有效单井的控制范围，提高油井控制的流动孔隙数量。另外水平井可以连通相互独立的砂体和不渗透夹层夹持的各个沉积单元，从而降低河道切割界面、非渗透夹层等对开发效果的影响。 　　3.适当增大生产压差 　　由于低渗透储层存在启动压力梯度，只有生产压力梯度大于启动压力梯度时，孔隙中的流体才会流动被采出。适当增加生产压差可以降低启动压力梯度对开发的影响，同时放大生产压差可以增加油水井的控制范围。扩大生产压差的方式主要有3种：一是提高注水井的注入压力，但是要注意注入压力不要超过岩石的破裂压力，否则容易造成套损、套破；二是降低生产井的井底流压，但是注意井底流压不能降得过低，过低的井底流压会激化压力敏感性的破坏作用，反而得不到好的开发效果；三是压裂，压裂可以改善生产井周围的渗透率及传导率，增加油水井的控制范围。 　　4.尽量减小注采井距 　　减小注采井距是改善低渗透油藏开发效果最有利的方法，小井距可以改善启动压力梯度对