特低滲砂巖油層超前注水技術界限研究——以松遼盆地高臺子油田扶楊油層為例.pdf

1、大慶長垣扶楊油層位于白堊系下統(tǒng)泉頭組，滲透率一般在0.5～2.0mD，屬于低孔特低滲砂巖油藏。本文主要立足松遼盆地大慶長垣高臺子油田M區(qū)塊扶楊油層超前注水開發(fā)試驗區(qū)，從超前注水的地質適應性入手，對區(qū)塊超前注水的技術界限進行了研究，評價了超前注水的開發(fā)效果，提出了開發(fā)調整對策。通過研究應用，取得了以下成果和認識：
　　(1)特低滲透砂巖油層超前注水技術界限研究主要考慮以下幾點:合理的井網井距、合理井底壓力、合理地層壓力保持水平。合理

2、井距一般為200～300m;采油井的井底流壓不宜低于原始飽和壓力的70.0％;超前注水地層壓力保持水平與原油流度成反比。
　　(2)高臺子油田M區(qū)塊扶楊油層天然裂縫不發(fā)育、孔隙度小、滲透率特低，喉道半徑小，滲流阻力大，壓力傳導速度慢，啟動壓力梯度大，具有較強應力敏感性，適用超前注水技術。但儲層為中等偏弱～強水敏，超前注水過程中應有針對性地優(yōu)化超前注水工藝。
　　(3)通過滲流力學、數值模擬和生產動態(tài)評價研究，確定了高臺子油田

3、扶楊油層超前注水技術注采參數界限:單位厚度超前注水量150m3，超前注水倍數為0.02PV～0.04PV，超前超注時間60-80天;合理注采比為1.6;合理采液速度為3.0％，合理呆油速度為1.2％。
　　(4)油藏工程方法確定M區(qū)塊扶楊油層超前注水技術注采井網界限:最佳井網密度為27.0口/km2，井距小于350m，排距小于150m。區(qū)塊實際井距300m，排距80m，井網密度37.93口/km2。實際注采井網對砂體的適應性較好，

4、但排距偏小，井網密度偏大，經濟效益差。剩余儲量開發(fā)時可以根據砂體發(fā)育規(guī)模，將排距擴大到100-150m。
　　(5)M區(qū)塊扶楊油層注水井目前井口注水壓力16.72MPa，有一定的提壓空間;目前階段油井平均流壓2.74MPa，低于合理井底流壓;目前階段地層壓力18.17MPa，低于合理地層壓力。說明盡管區(qū)塊采用超前注水技術，但油水井之間仍沒有完全建立有效的驅動關系。需要對區(qū)塊采取對策，改善油水井間注采連通關系，保持超前注水開發(fā)效果。