低渗透油田超前注水开发规律及后期调整对策研究

大庆外围采油厂开发的新区以低渗透储层为主,采用同步注水开采技术投产后表现为后期递减快、受效效果差。超前注水可以合理补充地层能量,提高地层压力,防止储层渗流能力下降,使油井投产初期具有较高的采出程度和地层压力。试验区N区块采用20注50采超前注水开发方式。结果表明,超前注水产量年递减率比同步注水低10.3个百分点,吸水厚度比例达到75%以上,预测最终采收率比同步注水高2.5个百分点,内部收益率比同步注水高12.4个百分点。应用数值模拟技术模拟不同含水阶段注水强度、注水量、地层压力保持水平及注水方式,并与同步注水进行对比,确定超前注水开发后期调整对策。数值模拟结果表明,油井投产后注水强度由3.0m3/(d·m)调整到2.5m~3/(d·m)时效果最好,阶段采出程度提高1.5个百分点;注水强度为2.5m~3/(d·m)时,油井投产后即调整好于滞后调整,阶段采出程度比投产12个月后调整高0.4个百分点。将该研究成果应用于其他区块开发,增油效果显著。