【文章內(nèi)容簡介】 ，但是也遠遠比不上砂體軸向帶的油井。 儲層地質(zhì)條件相同、注水時機不同，效果截然不同甘谷驛油田西部地區(qū)叢5叢4叢5叢66井組采取超前注水，叢5叢5叢6叢65為同步注水，叢3叢4叢67井組為滯后注水。經(jīng)過三種不同時機的注水試驗，效果截然不同，這里分析了三種不同注水時機一年后的油井資料， ，％；，年遞減率為24％；滯后注水（油井投產(chǎn)后56個月開始注水），％。由以上情況可知，注水時機不同，其效果差異很大。 油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量高、遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大幾種不同時機注水方式，都存在這個問題，只不過是遞減程度不一樣。我們統(tǒng)計了叢5叢4叢4叢37等七個井組的資料，投產(chǎn)初期前三個月遞減率一般都介于27—45％之間，尤其是未注水井組投產(chǎn)初期第一、二個月遞減率53％——％，三個月以后仍在繼續(xù)遞減。長慶、安塞油田55口井統(tǒng)計資料未注水井組年遞減率為32％，又如東北的榆樹林油田（低滲油田），樹322井區(qū)滯后6個月注水，％。即使是同步注水的樹34井區(qū)產(chǎn)量比初期產(chǎn)量也低25％，這一切都說明了特低滲透油田初產(chǎn)高、遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的一實例。3 注水效果分析及評價甘谷驛油田自開展注水試驗以來，重抓了一些基礎(chǔ)工作和一些必要的技術(shù)配套工作，尤其是在注水方式上，認真細致的試驗了超前注水、同步注水、滯后注水。這些試驗不同程度上見到了一定效果。經(jīng)驗是可取的，資料是可貴的，對下步注水工作有一定的參考價值和指導(dǎo)意義。 不同時機注水都有不同程度的效果超前注水（超前注水是指注水井在采油井投產(chǎn)前投注，油井投產(chǎn)時其泄油面積內(nèi)含油飽和度不低于原始含油飽和度，地層壓力高于原始地層壓力并建立起有效驅(qū)替系統(tǒng)的一種注采方式）共有叢4叢5叢5叢66四個井組比較完善，這四個井組從2003年9月注水，2003年11月油井投產(chǎn)，超前兩個多月注水。2003年11月—2004年3月近5個月資料統(tǒng)計，％。至2005年3月份一年半的資料統(tǒng)計，平均單井日產(chǎn)油量為初期產(chǎn)油量的90％。同步注水共有叢5叢5叢64三個井組，自2002年8月—2003年3月，7個月資料統(tǒng)計平均單井日產(chǎn)油量為投產(chǎn)初期的68%，至2004年3月一年半的資料統(tǒng)計，%。滯后注水有叢3叢4叢67三個井組，2002年8月油井投產(chǎn)，2003年4月注水，晚注水8個月，%。未注水區(qū)（叢3叢4叢44井組）2004年2月—2004年6月投產(chǎn)，截至2005年7月，投產(chǎn)半年的平均單井日產(chǎn)油量為初期產(chǎn)油量的59%，—40%（與該地層的物性有關(guān)）。為了更進一步說明不同注水時機的效果，本文參考了靖安和安塞兩個特低滲透油田的分析結(jié)果。靖安油田五里灣一區(qū)長6層分析結(jié)果，超前注水的遞減率明顯小于同步注水，但各類油井初期產(chǎn)油量相差并不大，而投產(chǎn)五個月后注水的油井平均產(chǎn)量為6t/d，同步注水的油井平均產(chǎn)量5t/d，而滯后一年注水的油井平均產(chǎn)量3t/d。安塞油田的資料（長6油層）%，晚注8個月的油井，%，，%。安塞、靖安兩個特低滲透油田開發(fā)經(jīng)驗告訴我們，早期注水和同步注水見效穩(wěn)產(chǎn)兩年以后，早期注水產(chǎn)量仍高于同步注水，且穩(wěn)產(chǎn)時間長。因此對于長6油層注水時機是影響油井穩(wěn)產(chǎn)的一個重要因素，早期注水有利于油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。 注水時機不同，穩(wěn)產(chǎn)程度不一，遞減率差異大注水較早且資料比較齊全的叢1叢5叢5叢6叢65等井組都是在2002年7月8月投注投產(chǎn)的，日產(chǎn)油量基本穩(wěn)定，年遞減率逐步減小并有遞增趨勢。例如叢13井組2003年7月，。投產(chǎn)三年多了，年遞減率不僅沒有遞減，而且還遞增了7%。， m3/d，與2003年7月對比年遞減率為20%，%。叢58井組2002年78月投注投產(chǎn)，，年遞減率為9%， m3，%，年遞增9%。滯后注水的叢3叢48井同步注水生產(chǎn)年限遞減率（%）遞增（%）叢13井組3年7叢64井組1年312年2叢58井組1年92年193年9滯后注水叢35井組1年從48井組1年 同步注水與滯后注水遞減率對比組分別于2002年8月投產(chǎn)，2003年4月注水，投產(chǎn)半年后（2003年3月資料），，%、34%（叢67井組投產(chǎn)較晚無代表性）。又如超前注水4個月井組投產(chǎn)后的第二、第三年，%，而滯后注水和未注水井組共統(tǒng)計了6個井組資料平均遞減率為26%，兩者相差12%。 注水時機不同，抽油井動液面升降高低幅度相差較大抽油井動液面的高低在一定程度上代表抽油井的流動壓力，它的高低也說明了地層壓力的恢復(fù)程度，在注水時機不同時注采比顯然是不一樣的，注采比的高低又代表了油層虧空能量的大小，而且也反映了通過注水后抽油井動液面的升高，給放大生產(chǎn)壓差采油，提高采油指數(shù)，是油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的一個重要因素，因此注水開發(fā)區(qū)動液面的升高，在地層壓力資料不齊全的狀況下，完全可以反映注水效果，這是無可置疑的。由注水開發(fā)區(qū)油井動液面表可知，只要把注采比提上去，動液面就可以升高，地層壓力恢復(fù)快，地下虧空小，就可以放大油井生產(chǎn)壓差，確保油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)。，超前注水、動液面一般在射孔段中部以上50m80m，而且還在穩(wěn)步上升。例如叢55井組5口井統(tǒng)計資料，投產(chǎn)第一年油井動液面平均為511m，，比投產(chǎn)后第一年升高41m；叢54井組7口油井統(tǒng)計資料，第二年計算機壞資料丟失， ，超前注水能夠盡快建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，地層能量得到了及時補充，油井投產(chǎn)后，產(chǎn)量較高而且穩(wěn)定，初期遞減小，個別井甚至無遞減期；，經(jīng)第一年升高了35m；滯后注水的叢35井組、叢48井組第一年和第三年對比升高20多米，基本穩(wěn)定（第一年為435m，，422m）；未注水的叢4叢4叢37三個井組13口井統(tǒng)計資料表明油井動液面都在射孔段中部附近。 注水開發(fā)區(qū)油井動液面注水時機井 組射孔段深度（mm）抽油井平均動液面(mm)動液面距射孔段（m）注采比超前注水叢5叢55490509401470+39同步注水叢5叢5叢64585602 620631598601550570+30－50滯后注水叢3叢4叢67439451 458464690700419603+30未注水從3叢4叢44568570 61761958559710—+200 搞好注水工作，保持一定的注采比保證地層壓力升高，措施效果才會更好。中國地質(zhì)大學(xué)孫慶和教授曾在《油井重復(fù)壓裂工藝》論文中談到，重復(fù)壓裂選井選層的第一條就是油井必須具備有較高的地層壓力，并談到工藝再先進沒有較高的地層壓力，措施效果一場空。北京石油勘探開發(fā)研究院蔣廷學(xué)工程師在《重復(fù)壓裂影響因素》一文中談到，地層壓力的高低制約著重復(fù)壓裂的有效期，關(guān)系到重復(fù)壓裂能否成功的關(guān)鍵。目前我國特低滲透油田最大的特征就是天然能量小，投產(chǎn)后地層壓力下降快，由于壓力的下降導(dǎo)致投產(chǎn)后產(chǎn)油量大幅度遞減，為盡量減少產(chǎn)量遞減幅度，就必須早期注水或者投產(chǎn)投注同步進行，才能保證特低滲透油田長期穩(wěn)產(chǎn)。甘谷驛油田西部注水開發(fā)區(qū)，2004年壓裂引效井22井次，有效18井次，％，有效期都在200天以上，增產(chǎn)倍數(shù)3倍以上。2005年7月28日叢578兩口井，把長61改層為長62， m3/d， m3/d，含水1520%， m3/d，這一切都說明注水保持提高地層壓力的重要性。 注水壓力低，注采比高，油井見效不明顯例如叢5注水量4m3/d，、油井產(chǎn)液量毫無反應(yīng)，這是注水三年來發(fā)現(xiàn)的一特殊情況，也說明在這一地區(qū)特低滲透油田裂縫發(fā)育的多樣性和復(fù)雜性，今后尚待加深認識，進一步觀察分析。