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摘 要：低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大、单井产量低、压力传导能力差等因素，导致油井的自然产能极低且产量递减速度快，必须通过外界补充能量来稳定甚至提高低渗透油藏产能。而传统的三次采油技术并不能适应低渗透油藏的储层特征，针对低渗储层弹塑性突出、应力敏感性强等特点，超前注水技术能够弥补常规注水技术的不足，有效保护低渗储层、提高单井产量。
一、超前注水技术的提出
我国目前已发现和投入开发的低渗透油藏大部分都伴生着裂缝。这些裂缝在原始的地层条件下绝大多数为隐性裂缝，不能成为油气渗流通道。但是经过人工压裂措施改造后，原始的与主应力方向一致的隐性裂缝将成为具备渗流能力的显性裂缝，能够增大储层的有效渗流面积，提高渗流能力。但是当压裂强度过大或者常规注水压力过高时这些裂缝就会引起水窜。所以低渗透油藏中裂缝在注水过程中具有双重影响作用，一方面能够提高储层的吸水能力，而另一方面也容易形成水窜，引起过早见水和水淹。
此外低渗透储层强应力敏感也对常规的注水开发技术提出了挑战。大量的生产实践表明在低渗透储层投入开发生产后如果地层能量得不到及时的补充，地层压力就会大幅度下降，引起油井产量和采油指数迅速减小。而低渗储层强应力敏感性使得即使在后期通过常规注水提高了地层压力后油井的产量和采油指数也难以恢复，这就是造成常规注水开发不能适用于低渗透油气藏的一个主要原因。
为了解决常规注水开发对低渗透储层造成伤害的问题，超前注水技术已经成为开发低渗透油藏的一种有效方法，它是注水井在采油井投产之前投注，并且要求地层压力达到一定水平后再建立起有效驱替压力系统的一种注采方式。
二、超前注水对低渗透储层的影响
利用超前注水开发低渗透油藏，可以合理地补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害，使生产井在开井生产后能够建立较大的生产压差，以克服启动压力梯度，从而使油井能够较长时间地保持较高产量生产。同时通过超前注水防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积并最终提高原油采收率。
1.保持较高地层压力，建立有效的驱替压力系统
低渗透油藏在开发初期存在着启动压力梯度，渗流特征表现出非线性流的特点。大量的实验表明，当储层的渗透率下降到一定程度之后，其渗流特征不再符合常规的达西定律，而是存在一定的启动压力梯度，只有当驱替压力系统的压差大小大于启动压力梯度的时候流体才会发生流动[1]。因此必须使油水井之间的驱替压力梯度大于启动压力梯度。超前注水通过在油井生产前进行注水，使油井开始生产时就已经具备了较大的驱替压力系统，进行有效的生产。
2.降低了地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害
油井投入生产后，储层中的流体就会在生产压差的驱替下排出井眼，由于低渗透储层的天然能量小、压力传导能力弱，难以通过注水在短时间内补充地层能量，当地层压力降低到一定程度的时候，储层岩石骨架就会发生不可逆的塑性变形，使得孔隙度和渗透率大幅度下降，因此常规的注水开发并不能恢复储层的渗流能力。而超前注水技术通过开发前提升地层压力来保持地层压力水平，将储层的压力敏感、岩石骨架的弹塑性变形影响降低到最小程度，有效地避免了因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率的不可逆伤害。
3.有效防止地层原油性质改变
由于低渗透油藏的储层物性差、渗流阻力和压力消耗大，在短时间的生产后地层压力就降低到了饱和压力以下，使得地层原油开始脱气，脱出的气体部分随原油流入井底，且有部分滞留在储层之中，这些储层中的气体又在新的压力条件下建立新的相平衡。原油中的溶解气体减少，原油的密度和粘度变大，流动系数变小，加剧了开发难度。而当油藏采用超前注水开发方式时，只要能够保持注采平衡，地层压力就会基本保持在原始压力附近，这就有效地避免了原油中溶解气脱离引起原油性质变差，有利于提高油井产量。此外，拖出气体的减少还有利于减小气锁现象发生的机会，也在一定程度上保证了原油渗流通道的畅通，提高了油井产量。
4.提高注入水波及系数
油田在投入开发前地层压力处于一个原始压力的平衡状态下，各点处的压力基本保持一致。采用超前注水技术后，由于均衡地层压力的分布，注入水在井底周围的地层中均匀向外推进。首先沿着渗流阻力小的相对高渗层推进，当一段时间后相对高渗层的地层压力上升，此时注入水的推进阻力逐渐增大，当压力增大到相对低渗层压力时，注入水就开始由相对高渗层转向相对低渗层推进，进而提高了相对低渗层的地层压力，从而有效地提高了注入水的平面波及系数，提高了储层的开发效果。
三、低渗透油藏超前注水开发设计
低渗透油藏显著的特征就在于存在启动压力梯度和岩石介质变形现象，这将引起开发过程中的渗流阻力增大、产量降低等问题。超前注水作为一种开发低渗透油藏的有效手段，如何进行合适的开发设计成为影响超前注水效果的直接因素[2]。
1.井网形式
低渗透储层具备储层物性差、生产能力差能特点，合理部署注采井网成为低渗透油藏有效开发的基础前提，在总井数一定的条件下，采取不同的井网形式能够获得不同的开发效果。目前现场常有的井网主要有棱形反九点井网和矩形井网等。棱形反九点井网使棱形的长对角线与裂缝方向平行，即增大裂缝方向的井距，这样既有利于提高压裂的规模、增加人工裂缝的长度、提高单井产量及延长稳产期，也能够减小角井的水淹速度，同时缩小排距，提高侧向油井的受效程度。但是棱形反九点井网裂缝方向上的油井存在短时间的水淹，特别是在全面采取超前注水技术后情况更加严重，针对这种情况提出了矩形井网方案，即不实施裂缝线上的油井，注水井大规模压裂，从而形成线状注水。
2.注水时间
物性越差，原始地层压力越高，所需要的超前注水时间就越长，同时适当提高超前注水的强度可以在一定程度上缩短超前注水的时间。超前注水时间与累计注入量、合理注入强度、经济效益有关。在低渗透油藏的超前注水中，随着超前注水时间的延长，累计注入体积增大，单井产量呈上升趋势，但由于受到地面设备和地层条件等因素的制约，超前注水时间不可能无限期延长，即存在着经济效益达到最大时候的合理超前注水时间和总利润为零时候的极限超前注水时间。
3.低渗储层最佳压裂时机
在水力压裂形成裂缝后，支撑裂缝的导流能力随着时间逐渐降低，导流能力下降后油井产能也会逐渐下降。在超前注水之前进行压裂，会使得支撑裂缝承受压力的时间增加，同时超前注水过程也是一个地应力逐渐增加的过程，这相当于水力裂缝承受了一个逐渐增加的作用力，导致其导流能力的下降程度增加，这样就存在着在导流能力较大时没有生产、等到油井投产后人工裂缝导流能力又已经减小的问题。因此，从这个角度看水力压裂相对注水时间应该晚一些，以尽量发挥人工裂缝的高效期，从而获取较高的油井产量。
作为低渗透油藏开发的一种有效方法，超前注水技术的核心是建立有效的驱替压力系统，降低因地层压力下降造成的孔隙度和渗透率伤害，防止地层原油性质变差，提高油相的相对渗透率，从而使超前注水技术有利于低渗透油藏提高单井产量和采收率并减缓产量递减。
参考文献
[1] 王道富，李忠兴，赵继勇等.特低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报，2007.6：78-81
一、超前注水技术的提出
我国目前已发现和投入开发的低渗透油藏大部分都伴生着裂缝。这些裂缝在原始的地层条件下绝大多数为隐性裂缝，不能成为油气渗流通道。但是经过人工压裂措施改造后，原始的与主应力方向一致的隐性裂缝将成为具备渗流能力的显性裂缝，能够增大储层的有效渗流面积，提高渗流能力。但是当压裂强度过大或者常规注水压力过高时这些裂缝就会引起水窜。所以低渗透油藏中裂缝在注水过程中具有双重影响作用，一方面能够提高储层的吸水能力，而另一方面也容易形成水窜，引起过早见水和水淹。
此外低渗透储层强应力敏感也对常规的注水开发技术提出了挑战。大量的生产实践表明在低渗透储层投入开发生产后如果地层能量得不到及时的补充，地层压力就会大幅度下降，引起油井产量和采油指数迅速减小。而低渗储层强应力敏感性使得即使在后期通过常规注水提高了地层压力后油井的产量和采油指数也难以恢复，这就是造成常规注水开发不能适用于低渗透油气藏的一个主要原因。
为了解决常规注水开发对低渗透储层造成伤害的问题，超前注水技术已经成为开发低渗透油藏的一种有效方法，它是注水井在采油井投产之前投注，并且要求地层压力达到一定水平后再建立起有效驱替压力系统的一种注采方式。
二、超前注水对低渗透储层的影响
利用超前注水开发低渗透油藏，可以合理地补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害，使生产井在开井生产后能够建立较大的生产压差，以克服启动压力梯度，从而使油井能够较长时间地保持较高产量生产。同时通过超前注水防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积并最终提高原油采收率。
1.保持较高地层压力，建立有效的驱替压力系统
低渗透油藏在开发初期存在着启动压力梯度，渗流特征表现出非线性流的特点。大量的实验表明，当储层的渗透率下降到一定程度之后，其渗流特征不再符合常规的达西定律，而是存在一定的启动压力梯度，只有当驱替压力系统的压差大小大于启动压力梯度的时候流体才会发生流动[1]。因此必须使油水井之间的驱替压力梯度大于启动压力梯度。超前注水通过在油井生产前进行注水，使油井开始生产时就已经具备了较大的驱替压力系统，进行有效的生产。
2.降低了地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害
油井投入生产后，储层中的流体就会在生产压差的驱替下排出井眼，由于低渗透储层的天然能量小、压力传导能力弱，难以通过注水在短时间内补充地层能量，当地层压力降低到一定程度的时候，储层岩石骨架就会发生不可逆的塑性变形，使得孔隙度和渗透率大幅度下降，因此常规的注水开发并不能恢复储层的渗流能力。而超前注水技术通过开发前提升地层压力来保持地层压力水平，将储层的压力敏感、岩石骨架的弹塑性变形影响降低到最小程度，有效地避免了因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率的不可逆伤害。
3.有效防止地层原油性质改变
由于低渗透油藏的储层物性差、渗流阻力和压力消耗大，在短时间的生产后地层压力就降低到了饱和压力以下，使得地层原油开始脱气，脱出的气体部分随原油流入井底，且有部分滞留在储层之中，这些储层中的气体又在新的压力条件下建立新的相平衡。原油中的溶解气体减少，原油的密度和粘度变大，流动系数变小，加剧了开发难度。而当油藏采用超前注水开发方式时，只要能够保持注采平衡，地层压力就会基本保持在原始压力附近，这就有效地避免了原油中溶解气脱离引起原油性质变差，有利于提高油井产量。此外，拖出气体的减少还有利于减小气锁现象发生的机会，也在一定程度上保证了原油渗流通道的畅通，提高了油井产量。
4.提高注入水波及系数
油田在投入开发前地层压力处于一个原始压力的平衡状态下，各点处的压力基本保持一致。采用超前注水技术后，由于均衡地层压力的分布，注入水在井底周围的地层中均匀向外推进。首先沿着渗流阻力小的相对高渗层推进，当一段时间后相对高渗层的地层压力上升，此时注入水的推进阻力逐渐增大，当压力增大到相对低渗层压力时，注入水就开始由相对高渗层转向相对低渗层推进，进而提高了相对低渗层的地层压力，从而有效地提高了注入水的平面波及系数，提高了储层的开发效果。
三、低渗透油藏超前注水开发设计
低渗透油藏显著的特征就在于存在启动压力梯度和岩石介质变形现象，这将引起开发过程中的渗流阻力增大、产量降低等问题。超前注水作为一种开发低渗透油藏的有效手段，如何进行合适的开发设计成为影响超前注水效果的直接因素[2]。
1.井网形式
低渗透储层具备储层物性差、生产能力差能特点，合理部署注采井网成为低渗透油藏有效开发的基础前提，在总井数一定的条件下，采取不同的井网形式能够获得不同的开发效果。目前现场常有的井网主要有棱形反九点井网和矩形井网等。棱形反九点井网使棱形的长对角线与裂缝方向平行，即增大裂缝方向的井距，这样既有利于提高压裂的规模、增加人工裂缝的长度、提高单井产量及延长稳产期，也能够减小角井的水淹速度，同时缩小排距，提高侧向油井的受效程度。但是棱形反九点井网裂缝方向上的油井存在短时间的水淹，特别是在全面采取超前注水技术后情况更加严重，针对这种情况提出了矩形井网方案，即不实施裂缝线上的油井，注水井大规模压裂，从而形成线状注水。
2.注水时间
物性越差，原始地层压力越高，所需要的超前注水时间就越长，同时适当提高超前注水的强度可以在一定程度上缩短超前注水的时间。超前注水时间与累计注入量、合理注入强度、经济效益有关。在低渗透油藏的超前注水中，随着超前注水时间的延长，累计注入体积增大，单井产量呈上升趋势，但由于受到地面设备和地层条件等因素的制约，超前注水时间不可能无限期延长，即存在着经济效益达到最大时候的合理超前注水时间和总利润为零时候的极限超前注水时间。
3.低渗储层最佳压裂时机
在水力压裂形成裂缝后，支撑裂缝的导流能力随着时间逐渐降低，导流能力下降后油井产能也会逐渐下降。在超前注水之前进行压裂，会使得支撑裂缝承受压力的时间增加，同时超前注水过程也是一个地应力逐渐增加的过程，这相当于水力裂缝承受了一个逐渐增加的作用力，导致其导流能力的下降程度增加，这样就存在着在导流能力较大时没有生产、等到油井投产后人工裂缝导流能力又已经减小的问题。因此，从这个角度看水力压裂相对注水时间应该晚一些，以尽量发挥人工裂缝的高效期，从而获取较高的油井产量。
作为低渗透油藏开发的一种有效方法，超前注水技术的核心是建立有效的驱替压力系统，降低因地层压力下降造成的孔隙度和渗透率伤害，防止地层原油性质变差，提高油相的相对渗透率，从而使超前注水技术有利于低渗透油藏提高单井产量和采收率并减缓产量递减。
参考文献
[1] 王道富，李忠兴，赵继勇等.特低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报，2007.6：78-81