冷35塊第滲油藏精細(xì)注水技術(shù)實(shí)踐

王為

摘要：冷35塊油層屬于低滲透油藏，由于投產(chǎn)初期采用天然氣能量開采，導(dǎo)致地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減幅度較大。為提高開發(fā)效果，砂體連通狀況、儲(chǔ)層基本條件，并進(jìn)行室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)，兌水驅(qū)采收率進(jìn)行了預(yù)測(cè)，綜合研究確定在該快實(shí)施精細(xì)注水。詳細(xì)闡述了通過優(yōu)化注水水質(zhì)和注水參數(shù)確定合理的注水工藝，并對(duì)注水開發(fā)的效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

關(guān)鍵詞：低滲油藏;精細(xì)注水;可行性分析;注水工藝設(shè)計(jì)

1開發(fā)現(xiàn)狀

冷35塊屬于低滲砂巖油藏，以天然能量開發(fā)為主。油層物性較差，邊水能量較小，天然能量標(biāo)定采收率底，為9.07%～9.9%。彈性開采采收率僅為1.87～2.7%，溶解氣驅(qū)階段采收率為7.2%。如果繼續(xù)采取天然能量進(jìn)行開發(fā)，一次采收率底。

面臨這樣的開發(fā)問題及矛盾，在開發(fā)上，應(yīng)積極探索低滲區(qū)塊注水開發(fā)的可行性，及時(shí)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，補(bǔ)充低沉能量以提高油田最終采收率。

2冷35塊注水開發(fā)可行性分析

2.1 油水粘度比方面

根據(jù)高壓物性資料分析，冷家油田西部地區(qū)S3油藏原油為稀油，地層原油年底平均為2.6mpa.s;油水粘度比為7.9適合注水開發(fā)。

2.2砂體連通狀況

全區(qū)各斷塊主力層連同程度較好，冷35塊主力油層砂體厚度連通系數(shù)83.7%。

2.3儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)

（1）水敏性評(píng)價(jià)。冷西地區(qū)儲(chǔ)層水敏指數(shù)在0.27～0.5之間，陽離子交換量（CEC）大于4mmol/100g;膨脹率為1.5～4，屬于中間等偏弱水敏。

（2）速敏性評(píng)價(jià)。采用流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法對(duì)儲(chǔ)層巖石的速敏性進(jìn)行評(píng)價(jià)。本區(qū)儲(chǔ)層速敏性指數(shù)在0.13～0.23之間，屬中等偏弱速敏。

（3）鹽敏性評(píng)價(jià)。經(jīng)絮凝法鹽敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)分析，該區(qū)儲(chǔ)層的臨界礦化度在2500mg/L以下，屬于中等偏弱鹽敏。

（4）酸敏性評(píng)價(jià)。對(duì)該區(qū)四個(gè)樣品分析得出，酸敏指數(shù)小于0.05，說明儲(chǔ)層無酸敏性。

從上述各項(xiàng)評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，冷西地區(qū)沙三段儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)結(jié)果：屬于“中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱鹽敏、無酸敏性儲(chǔ)層”，可以實(shí)施注水開發(fā)。

通過上述儲(chǔ)層進(jìn)本條件分析，認(rèn)為該區(qū)儲(chǔ)層適合注水開發(fā)。

2.4室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)

根據(jù)室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果，注入1PV水時(shí)驅(qū)油效率為34.98%，說明注水開發(fā)可以取得較好的效果。

2.5水驅(qū)采收率預(yù)測(cè)

通過油氣儲(chǔ)委等五種經(jīng)驗(yàn)公式預(yù)測(cè)，冷西地區(qū)冷35塊S3油層250m井距注水開發(fā)采收率為18%，比天然氣能量開發(fā)采收率提高8.9～12.2%.

綜合以上研究和認(rèn)識(shí)，冷西地區(qū)冷35塊選擇注水開發(fā)方式是可行的。但由于冷35塊儲(chǔ)層屬于低-中碳酸鹽含量，低孔-特低滲儲(chǔ)層，而且中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏弱鹽敏、無酸敏性儲(chǔ)層。因此，決定在該塊采用精細(xì)注水技術(shù)，提高區(qū)塊的開發(fā)效果。

3注水工藝設(shè)計(jì)

3.1注水水質(zhì)要求

目前國內(nèi)各油田主要有以下幾種供水水資源：地下水、地面水、含油污水。根據(jù)該塊油藏特點(diǎn)以及該區(qū)實(shí)際額情況，采用含有污水作為注入水。

根據(jù)冷35塊油層的滲透率，執(zhí)行SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中注入層平均空氣滲透率0.05-0.5μ㎡系列的標(biāo)準(zhǔn)。

3.2注水參數(shù)設(shè)計(jì)

冷35塊采用高壓注水，預(yù)測(cè)井口壓力為22～27MPa，以提高油層的吸水能力，注水井油層壓力在45MPa左右;注采比對(duì)于冷35塊來說，注采比例為1.2時(shí)采收率最高油井生產(chǎn)壓差應(yīng)在10MPa左右，油層壓力應(yīng)恢復(fù)到22MPa以上;注水初期單井日注40～50m? /d，后其可根據(jù)注采動(dòng)態(tài)調(diào)整（原則上單井日注水量不超過70m? /d）。

3.3注水井口及管柱設(shè)計(jì)

（1）注水井口

從注水系統(tǒng)壓力分析可知，冷水35塊的油層壓力保持水平在25MPa左右時(shí)井口注水壓力預(yù)測(cè)在27MPa，因采用350井口為注水井口。

（2）注水管柱設(shè)計(jì)

注水初期采用籠統(tǒng)注水，取得吸水泡面后，考慮早期分層注水工藝?？刹捎猛目烧{(diào)節(jié)分注技術(shù)及測(cè)試工藝技術(shù)。考慮到長期高壓注水，油藏埋藏較深以及注水壓力波動(dòng)等因素，選擇Φ73mm外加厚N80油管（壁厚5.51mm）。

4 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

共投入注水井17口，累計(jì)注水130.4×104m3。

從注水水質(zhì)情況看，水處理系統(tǒng)采用膜處理技術(shù)，出水水質(zhì)好。處理清水懸浮物0.5～1.2mg/L;粒徑中值0.6～1.1μm;處理污水懸浮物0.4～1.1mg/L;粒徑中值0.25～1.1μm，含油0.9～1.2mg/L;達(dá)到了方案設(shè)計(jì)要求，運(yùn)行良好、平穩(wěn)。

從注水井情況看，吸水能力穩(wěn)定，但注水壓力上升較快，注水壓力增至23.6MPa，目前已接近破裂壓力。從井組情況看，油井見效后產(chǎn)量、含水穩(wěn)定，見效特征主要表現(xiàn)為遞增減速度減緩，動(dòng)液面上升，并基本保持穩(wěn)定。

5 結(jié)論

（1）針對(duì)冷35塊S3油藏開發(fā)過程中出現(xiàn)的問題和矛盾，需要及時(shí)進(jìn)行開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換與研究，已改善區(qū)塊開發(fā)的效果。

（2）冷35塊S3油藏適合注水開發(fā)，實(shí)施注水開發(fā)后采收率可提高8.9～12.2%。

（3）通過優(yōu)化注水水質(zhì)和注水參數(shù)，完善配套注水工藝等手段，為冷35塊低滲、易傷害油藏長期注水開發(fā)提供了技術(shù)保障。

參考文獻(xiàn)：

[1]陳元千.油氣藏工程技術(shù)算方法（續(xù)）[M].北京：石油工業(yè)出版社，1991：264～267.

[2]韓德金，張鳳蓮，周錫生，等.大慶外圍低滲透油藏注水開發(fā)調(diào)整技術(shù)研究[J].石油學(xué)報(bào)，2007;28（1）：83～86.