超前注水在特低滲透油田中的應(yīng)用
——以吳起油田為例

劉立虎.

(延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠(chǎng)，陜西延安　717600)

鄂爾多斯盆地三疊系特低滲低壓巖性油藏注水開(kāi)發(fā)中，注水一般都形成一個(gè)較大的啟動(dòng)壓力，但由于大多數(shù)油藏裂縫發(fā)育，加之轉(zhuǎn)注前期多數(shù)油藏經(jīng)過(guò)大砂量壓裂，形成人工裂縫，造成注入水順裂縫方向突進(jìn)，致使主應(yīng)力方向的油井注水壓力高而被水淹，而側(cè)向上注水的推進(jìn)速度低，對(duì)應(yīng)油井注水利用效率低，油藏能量得不到有效補(bǔ)充，產(chǎn)油量低。

針對(duì)水驅(qū)不均、水穿油層、水淹油井的“頑癥”，目前已研發(fā)出相應(yīng)的堵劑及相配套的調(diào)剖、調(diào)驅(qū)工藝，但由于調(diào)剖、調(diào)驅(qū)成本高，有效時(shí)間短，因此風(fēng)險(xiǎn)較大?？紤]到以上存在的問(wèn)題，為了油田的長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展，我們從超前注水的時(shí)機(jī)、工藝及參數(shù)著手研究，探索更高效的開(kāi)發(fā)方法。

1　超前注水概述

超前注水在采油井投產(chǎn)前注水，提高地層初始?jí)毫Γ苊饬藟毫档瓦^(guò)快造成的油藏滲透率下降、啟動(dòng)壓力梯度增大和原油黏度增大，超前注水使壓力梯度升高，加快了滲流速度。另外，超前注水也能有效地防止指進(jìn)現(xiàn)象，降低油井產(chǎn)量遞減率，最終提高了油藏的采收率。

對(duì)鄂爾多斯三疊系地質(zhì)研究表明，低滲透油藏孔隙結(jié)構(gòu)特征主要是平均孔道半徑很小，且非均質(zhì)程度較大、孔道大小各不相同，即各種孔道需要不同的啟動(dòng)壓力，原油滲流符合非達(dá)西滲流特征。由于油藏低滲低壓，幾乎所有的開(kāi)發(fā)井在沒(méi)有措施之前都沒(méi)有自然產(chǎn)能。采用超前注水，在超前的時(shí)間內(nèi)只注不采，提高了地層壓力，當(dāng)油井投產(chǎn)時(shí)，可以建立較高的啟動(dòng)壓力，當(dāng)超前時(shí)間達(dá)到某一值后，形成了有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

根據(jù)對(duì)吳起油田巖芯的水驅(qū)油試驗(yàn)，當(dāng)水驅(qū)油壓力提高時(shí)，油相相對(duì)滲透率上升，而水相相對(duì)滲透率變化不大，這是由于同一滲透率條件下，油相的啟動(dòng)壓力梯度較高。因此提高壓力梯度，可使部分原不參與流動(dòng)的油開(kāi)始流動(dòng)，致使油相相對(duì)滲透率上升，超前注水有利于提高油相相對(duì)滲透率。

2　方案設(shè)計(jì)

2.1　井網(wǎng)井距的設(shè)計(jì)

根據(jù)童憲章院士導(dǎo)出的在注采平衡且總井?dāng)?shù)最少的條件下，最優(yōu)井網(wǎng)系數(shù)n與采液指數(shù)l以及吸水指數(shù)m比值之間的關(guān)系式為：

(1)

式中l(wèi)——油井采液指數(shù)，t/(d·MPa)；

m——注水井吸水指數(shù)，m3/(d·MPa)；

n——注采井網(wǎng)系數(shù)。

根據(jù)低滲透油田的實(shí)際采液指數(shù)和吸水指數(shù)計(jì)算結(jié)果，鄂爾多斯盆地三疊系油藏的最優(yōu)井網(wǎng)系數(shù)n在9左右。也就是說(shuō)，井網(wǎng)形式以九點(diǎn)法為最優(yōu)。同時(shí)，長(zhǎng)慶已開(kāi)發(fā)的三疊系油田多采用反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，且取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。借鑒本地區(qū)同類(lèi)油藏的開(kāi)發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，趙老溝油區(qū)也應(yīng)采用反九點(diǎn)注采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)。

正方形反九點(diǎn)面積注水方式易出現(xiàn)沿裂縫方向的油井見(jiàn)效快、易見(jiàn)水淹和水竄，而側(cè)向井見(jiàn)效緩慢、甚至不見(jiàn)效的現(xiàn)象。經(jīng)過(guò)大量室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，提出了菱形反九點(diǎn)面積注水方式。即注采井網(wǎng)的長(zhǎng)對(duì)角線(xiàn)與裂縫的方向一致，拉長(zhǎng)了裂縫線(xiàn)上的注采井距，縮短了裂縫線(xiàn)兩側(cè)的注采排距(圖1)。這種井網(wǎng)有利于建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，從而延緩裂縫線(xiàn)上采油井的見(jiàn)水周期，加快裂縫線(xiàn)兩側(cè)采油井的見(jiàn)效速度，達(dá)到改善整個(gè)油藏水驅(qū)效果的目的。

圖1　菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)示意Fig.1　Schematic of a rhombic anti-nine-spot pattern

同時(shí)，菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)的調(diào)整具有較大的靈活性，在開(kāi)發(fā)中出現(xiàn)注入水沿某一方向水竄時(shí)，應(yīng)及時(shí)進(jìn)行調(diào)整，根據(jù)需要將角井轉(zhuǎn)注，形成沿裂縫線(xiàn)注水的矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)。因此，菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)具有較為廣泛的適應(yīng)性。

吳起油田趙老溝油區(qū)測(cè)試地層裂縫的方向?yàn)楸睎|68°～75°，即注水井排方向應(yīng)為北東68°～75°。根據(jù)以上“平行裂縫方向”的布井原則，可設(shè)計(jì)形成不規(guī)則的反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)，從而達(dá)到近似菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。通過(guò)優(yōu)化設(shè)計(jì)，研究區(qū)可形成裂縫方向北東70°、井距500 m、排距150 m的不規(guī)則菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)。

2.2　注水工藝設(shè)計(jì)

考慮同時(shí)對(duì)兩個(gè)油層實(shí)施超前注水，設(shè)計(jì)分層注水管柱結(jié)構(gòu)從下至上為：底部球座+油管+偏心配水器2+Y341-114封隔器(上提解封)+油管+偏心配水器1+Y341-114封隔器(上提解封)+油管至井口+250高壓井口，管柱組合及配水器示意如圖2所示。

圖2　分層注水井下管柱結(jié)構(gòu)及工具Fig.2　The structure and tools of layered water injection downhole string

偏心分注工藝優(yōu)點(diǎn)：可對(duì)任意層進(jìn)行投撈、測(cè)試、調(diào)配，簡(jiǎn)化投撈程序，便于分層測(cè)試。

偏心分注工藝缺點(diǎn)：井斜、水質(zhì)較差、油管內(nèi)死油、結(jié)蠟、垢物、油稠對(duì)投撈有較大影響，尤其井深大于2000 m后，投撈成功率較低。

2.3　超前注水參數(shù)的確定

油藏合理的注水時(shí)間和壓力保持水平是低滲透油藏開(kāi)發(fā)的重要條件之一。對(duì)不同類(lèi)型的油藏，在開(kāi)發(fā)的不同階段進(jìn)行注水，對(duì)油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程的影響是不同的，其開(kāi)發(fā)效果有較大的差別。研究區(qū)長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6層平均孔隙度為9.0%，平均滲透率為3.95 mD，平均油層深度為1900 m，平均油層厚度為13.4 m，是典型的特低滲透油藏。該油藏2005 年9月投入開(kāi)發(fā)，采用不規(guī)則菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，方案設(shè)計(jì)注采井距為500 m，排距為150 m。局部井區(qū)3個(gè)井組采取超前注水開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，該區(qū)域控制地質(zhì)儲(chǔ)量為86.1×104t。

2.3.1壓力保持水平的確定

從理論上說(shuō)，油田投入開(kāi)發(fā)與投入注水同步進(jìn)行是可行的，但在常規(guī)油藏開(kāi)發(fā)中注水總有一個(gè)滯后的時(shí)間。對(duì)于欠飽和油藏來(lái)說(shuō)，因?yàn)橛幸粋€(gè)彈性驅(qū)動(dòng)的階段，在地層壓力降至飽和壓力以前注水不會(huì)有什么問(wèn)題。而對(duì)于那些油藏壓力接近或等于飽和壓力的油藏，一旦油藏開(kāi)始開(kāi)發(fā)，溶解氣就在油藏中分離出來(lái)。在這種情況下，只有在儲(chǔ)層中的含氣飽和度還低于氣體開(kāi)始流動(dòng)的飽和度以前進(jìn)行注水，地下原油不會(huì)流入已被氣體占據(jù)的孔隙空間，才可得到很好的效果。這一飽和度可以作為開(kāi)始注水的界限，也可以作為保持油藏壓力的下限。壓力保持水平的計(jì)算公式為：

ηs= 130.4K0-0.125 8

(2)

式中ηs——地層壓力保持水平，%；

K0——油藏平均滲透率，mD。

目標(biāo)油藏平均滲透率為3.95 mD，因?yàn)槟繕?biāo)低滲透油藏都是壓裂投入開(kāi)發(fā)，在這里取K0為5 mD，那么由式(2)計(jì)算所得合理地層壓力保持水平ηs為1.075。原始地層壓力為14.5 MPa， 那么超前注水導(dǎo)致油藏壓力變化為：p=(1-ηs)pi=-1.0875 MPa。

2.3.2累積注入量的確定

地層壓力保持水平是由注水量來(lái)維持的，確定了所需的地層壓力保持水平，利用物質(zhì)平衡方程的方法就可以計(jì)算超前注水的累積注入量。無(wú)氣頂?shù)挠刑烊凰吹奈达柡陀筒兀趐i>pb時(shí)，有天然水驅(qū)和人工注水開(kāi)發(fā)階段的物質(zhì)平衡方程為：

(3)

式中N——原油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，地面標(biāo)準(zhǔn)條件；

Np——地面的累積產(chǎn)油量，m3；

Bo——p壓力下的地層原油體積系數(shù)；

We——累積天然水侵量，m3；

Wi——累積人工注水量，m3；

Wp——地面的累積產(chǎn)水量，m3；

Bw——p壓力下地層水的體積系數(shù)；

Boi——原始地層原油體積系數(shù)。

其中

(4)

式中Ct——綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

Co——地層原油的有效壓縮系數(shù)，MPa-1；

Cw——地層水的壓縮系數(shù)，MPa-1；

Cf——地層巖石的有效壓縮系數(shù)，MPa-1；

Swi——束縛水飽和度，%。

超前注水開(kāi)發(fā)時(shí)注水階段的物質(zhì)平衡方程為：

(5)

累積超前注水量為：

(6)

目標(biāo)油藏的地層原油壓縮系數(shù)為13.025×10-4MPa-1，地層水的壓縮系數(shù)為0.03×10-4MPa-1，地層巖石的有效壓縮系數(shù)為0.04×10-4MPa-1，束縛水飽和度38.5%。

將上述各參數(shù)及p值代入式(4)，可得Ct=12.976 5×10-4MPa-1。

原始地層原油體積系數(shù)為1.3，p壓力下地層水的體積系數(shù)為1.00341。將上述各參數(shù)及原油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量(地面標(biāo)準(zhǔn)條件)N、p與Ct值代入式(6)，可得需要超前注入的累積人工注水量Wi=0.53×104m3。

3　現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

3.1　基本情況

研究區(qū)位于吳起油田趙老溝油區(qū)中部，于2007年7月對(duì)36-128、36-133和36-204三個(gè)井組實(shí)施超前注水試驗(yàn)。投注程序：射孔(1 m彈，12孔/m)；分別對(duì)各段進(jìn)行高能氣體壓裂(加藥各60 kg)；下完井分注管柱(雙封雙配)。于2007年11月至12月投產(chǎn)周?chē)?4口受益油井，注采層位統(tǒng)一(長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61)，日注水量62 m3，注采比1.1。2008年，為了對(duì)比和分析早期注水效果，選取同區(qū)同類(lèi)油層36-6、36-57、36-229三個(gè)井組進(jìn)行滯后注水，這些井投產(chǎn)初期都經(jīng)過(guò)大型水力壓裂，涉及受益油井14口，注采層位統(tǒng)一(長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61)，日注水量52 m3，注采比1.53。

趙老溝油區(qū)長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61是三角洲前緣亞相沉積，其骨架砂體是水下分流河道，因此砂體的展布主要受控于水下分流河道。研究區(qū)在長(zhǎng)61期主要發(fā)育三角洲前緣亞相水下分流河道和水下分流間灣微相，多支水下分流河道匯合，形成一支規(guī)模大、沉積砂體較厚的水下分流河道，中部和南部水下分流河道砂體發(fā)育，厚度大、連片性好，為儲(chǔ)集砂體發(fā)育帶，砂巖厚度大部分大于10 m。長(zhǎng)4+52期沉積繼承了長(zhǎng)61的沉積格局，三角洲前緣仍是主要的沉積亞相，主要沉積微相有水下分流河道以及分流間灣。水下分流河道砂體是主要骨架砂體，在西部河道寬，砂巖厚度較??；在中部以及南部地區(qū)河道較窄，砂巖厚度累計(jì)在8～12 m，為長(zhǎng)4+52期最有利成藏區(qū)。

根據(jù)單井有效厚度解釋結(jié)果，油水層有效厚度按0.8折算，差油層有效厚度按0.75折算，折算后的油層有效厚度平面分布如圖3、圖4所示。并采用井點(diǎn)算術(shù)平均法計(jì)算每個(gè)油藏的平均有效厚度值，長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61油藏平均有效厚度分別為7.5 m和6.6 m。

根據(jù)對(duì)超前注水井組和滯后注水井組樣品的物性分析(表1)，長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61油層平均孔隙度為8.50%～8.98%，含油飽和度為35%～48%，均較為接近，同時(shí)滯后注水區(qū)較超前注水區(qū)平均滲透率高27%。通過(guò)以上物性參數(shù)對(duì)比，超前注水區(qū)與滯后注水區(qū)物性相近，可進(jìn)行注采效果對(duì)比分析。

“誰(shuí)都想要一個(gè)溫暖的家，誰(shuí)都想住寬敞的房子，可這不是通過(guò)掠奪別人而得來(lái)的？媽?zhuān)以瓉?lái)租的房子，你不是沒(méi)去過(guò)，我是如何的省吃?xún)€用、如何的含辛茹苦，才買(mǎi)了這么一個(gè)小房子的？！就憑您一個(gè)轉(zhuǎn)不開(kāi)身就要我把自己的房子讓出去？”

圖3　趙老溝油區(qū)長(zhǎng)61有效厚度圖Fig.3　The effective thickness diagram of Chang-61 in Zhaolaogou oil area

圖4　趙老溝油區(qū)長(zhǎng)4+52有效厚度圖Fig.4　The effective thickness diagram of Chang-4+52 in Zhaolaogou oil area

油層參數(shù)油層物性油層層位超前注水井組滯后注水井組平均孔隙度/%C4+528.928.50C618.918.98平均滲透率/mDC4+523.375.02C614.404.90含油飽和度/%C4+5248.0042.0C6135.0044.0

3.2　產(chǎn)量對(duì)比

超前注水井組注水3個(gè)月后，周?chē)芤嬗途懂a(chǎn)初期產(chǎn)量較該區(qū)塊常規(guī)投產(chǎn)油井產(chǎn)量高出近70%，投產(chǎn)后的前10個(gè)月降產(chǎn)幅度較大，平均日產(chǎn)油由80.1 m3下降至58.7 m3，產(chǎn)量下降達(dá)26.7%，之后產(chǎn)量基本平穩(wěn)，綜合含水由8.1%下降至3.2%，下降5個(gè)百分點(diǎn)。通過(guò)對(duì)油水井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)認(rèn)真分析總結(jié)，并對(duì)注水量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，從2010年6月開(kāi)始，超前注水井組產(chǎn)量整體開(kāi)始緩慢上升。截至2011年5月，平均單井日產(chǎn)油3.8 m3，含水平穩(wěn)。較該區(qū)塊其余受益井平均日產(chǎn)油高出1.5～2.0 m3；綜合含水1.7%，較該區(qū)塊綜合含水低18.0%，超前注水成效顯著。

滯后注水井組于2008年5月實(shí)施注水，由于注水時(shí)間較晚，地下虧空較大，注水初期產(chǎn)量仍然持續(xù)下降，綜合含水平穩(wěn)。注水8個(gè)月后油井產(chǎn)量逐步穩(wěn)定，平均單井日產(chǎn)油2 m3左右，產(chǎn)量遞減速度較注水前和注水初期明顯減緩。通過(guò)對(duì)油水井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料分析，為了避免油井過(guò)早見(jiàn)水，對(duì)注水量進(jìn)行了適當(dāng)下調(diào)。另外，注水初期，油井綜合含水3.5%，注水32個(gè)月后，截至2010年8月，油井含水出現(xiàn)上升，升至8.5%左右，上升5個(gè)百分點(diǎn)。通過(guò)多次對(duì)注水量進(jìn)行細(xì)微調(diào)整，綜合含水穩(wěn)定，未出現(xiàn)再次上升的趨勢(shì)，油井產(chǎn)量穩(wěn)中有升。

超前注水井組開(kāi)展近4年以來(lái)，較同區(qū)域滯后注水井組累計(jì)增油達(dá)2.04×104t，且超前注水無(wú)水采油期相對(duì)較長(zhǎng)。滯后注水區(qū)的油井產(chǎn)量雖然在開(kāi)展注水后保持平穩(wěn)，但單井產(chǎn)量相對(duì)較低。可見(jiàn)，超前注水效果非常理想，在油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)和控制含水上升方面效果顯著。

圖5　超前注水井組綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)Fig.5　The comprehensive development curves of the advanced water injection well group

圖6　滯后注水井組綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)Fig.6　The curves of the comprehensive development of the lagging water injection well group

3.3　壓力對(duì)比

從研究區(qū)域歷年地層壓力測(cè)試數(shù)據(jù)可以看出，超前注水區(qū)油井投產(chǎn)初期地層壓力上升至原始地層壓力的106%，接近方案設(shè)計(jì)的107.5%。2007—2009年，超前注水區(qū)與滯后注水區(qū)地層壓力均呈現(xiàn)下降趨勢(shì)，直至2010年開(kāi)始，地層壓力開(kāi)始恢復(fù)上升。經(jīng)過(guò)近4年的注水開(kāi)發(fā)，至2011年底，滯后注水區(qū)地層壓力恢復(fù)至8.0 MPa，壓力保持水平為55%；超前注水區(qū)地層壓力恢復(fù)至11.3 MPa，壓力保持水平為78%，較滯后注水區(qū)域高出23%，超前注水效果明顯。

圖7　超前注水-滯后注水地層壓力對(duì)比Fig.7　Comparison of the pressure between the advanced waterflood and lagging water injection formation

3.4　注入水波及效果對(duì)比

3.4.1超前注水

注水前緣擬合圖給出了注水有效區(qū)(壓力見(jiàn)效區(qū)，紅色區(qū))的范圍與方向，優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)(高含水區(qū)，綠色、黃色區(qū))的范圍與方向，水流密集區(qū)(水淹區(qū)，淺藍(lán)色以上區(qū))的范圍與方向。鄰近有效區(qū)，沿優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)方向的井也可能見(jiàn)效(圖8、圖9)。

圖8　36-204正常注水監(jiān)測(cè)擬合圖Fig.8　Normal waterflood monitoring fitting diagram of well 36-204

正常注水監(jiān)測(cè)的平均水流方向?yàn)楸蔽?6.5°，監(jiān)測(cè)給出注水見(jiàn)效區(qū)尺度及水流密集區(qū)、優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)、注水見(jiàn)效區(qū)方向(圖8)。

從監(jiān)測(cè)可以看出，加大注水后，注水波及區(qū)寬度增大，北西向、西南向流動(dòng)變得顯著，注水見(jiàn)效程度增加。該井組在平面上注水波及較均勻，水驅(qū)效果非常好。

圖9　36-204加大注水量注水監(jiān)測(cè)擬合圖Fig.9　Increasing water injection monitoring fitting diagram of well 36-204

3.4.2滯后注水

注水前緣擬合圖給出了注水有效區(qū)(壓力見(jiàn)效區(qū)，紅色區(qū))的范圍與方向，優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)(高含水區(qū)，綠色、黃色區(qū))的范圍與方向，水流密集區(qū)(水淹區(qū)，淺藍(lán)色以上區(qū))的范圍與方向。鄰近有效區(qū)，沿優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)方向的井也可能見(jiàn)效(圖10、圖11)。

正常注水監(jiān)測(cè)的平均水流方向?yàn)楸睎|65.1°，監(jiān)測(cè)給出注水見(jiàn)效區(qū)尺度及水流密集區(qū)、優(yōu)勢(shì)滲流區(qū)、注水見(jiàn)效區(qū)方向，存在一個(gè)北東向的高注水見(jiàn)效區(qū)。

加大注水量監(jiān)測(cè)的平均水流方向?yàn)楸睎|78.2°，注水前緣自井邊開(kāi)始向北東向和西南向擴(kuò)展。注水波及區(qū)寬度增大，北西向、東南向流動(dòng)變得顯著，注水見(jiàn)效程度增加。

從正常注水時(shí)的監(jiān)測(cè)圖可以看出，由于注水井轉(zhuǎn)注前經(jīng)過(guò)大型水力壓裂改造，形成較大的人工裂縫，注入水沿裂縫方向形成一個(gè)主流區(qū)；加大注水量后，波及程度有一定的擴(kuò)展。

圖10　36-57正常注水監(jiān)測(cè)擬合圖Fig.10　Normal waterflood monitoring fitting diagram of well 36-57

圖11　36-57加大注水量注水監(jiān)測(cè)擬合圖Fig.11　Increasing water injection monitoring fitting diagram of well 36-57

通過(guò)以上對(duì)比分析得出，超前注水在注水工藝措施上有更大的選擇空間，優(yōu)選注水工藝措施對(duì)后期注水效果有很大的影響。超前注水較滯后注水波及范圍大，平面上水驅(qū)程度較均勻，開(kāi)發(fā)效果非常好。

4　結(jié)論

(1)超前注水使地層始終保持較高的壓力水平，建立了有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，及時(shí)補(bǔ)充地層能量，有利于提高最終采收率；同時(shí)超前注水降低了油井的初始含水率。

(2)超前注水可以避免原油物性變差，減小原油滲流阻力，有效保證原油滲流通道的暢通，提高注入水的波及體積，使油井產(chǎn)量較高。

(3)超前注水可降低因地層壓力下降造成的地層傷害。油層物性越好，超前注水效果亦越好，超前注水時(shí)間長(zhǎng)，油井初期產(chǎn)能高，因此可以通過(guò)超前注水提高單井產(chǎn)能。

(4)超前注水開(kāi)發(fā)效果明顯好于滯后注水，超前注水初產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)均保持較高水平，遞減小，見(jiàn)效穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)。對(duì)于初產(chǎn)、見(jiàn)效穩(wěn)產(chǎn)期及整個(gè)生產(chǎn)時(shí)間，單井日產(chǎn)能均高于滯后注水井區(qū)。

(5)總之，超前注水有效提高了驅(qū)替壓力、驅(qū)油效率、波及系數(shù)，可提高最終采收率。

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