雷64斷塊砂礫巖底水油藏注水開發(fā)效果評價(jià)

江 琴

（1.東北石油大學(xué)研究生院，黑龍江大慶 163318；2.中國石油遼河油田公司高升采油廠）

雷64斷塊位于遼河盆地西部凹陷，為一巨厚塊狀底水油藏，采用一套層系150 m井距正方形井網(wǎng)底部注水、中下部采油的方式［1－2］，2004年轉(zhuǎn)注水，目前區(qū)塊注采井?dāng)?shù)比為1∶3，油井全部受效，開發(fā)效果較好。本次針對目前暴露出的問題開展研究，為探索和制定合理、高效、經(jīng)濟(jì)、安全的開發(fā)方案提供依據(jù)。

1 主要地質(zhì)特征［3］

（1）油藏埋藏深、厚度大。雷64塊為一背斜構(gòu)造，構(gòu)造高點(diǎn)在斷塊中部，埋藏深度1930～2222 m。平面上自東向西砂體厚度逐漸變薄，縱向上地層厚度400～450 m，油層厚度100～150 m，平均油層厚度112 m。

（2）油層屬于低孔低滲儲層，均質(zhì)性較好。巖心常規(guī)分析有效孔隙度平均值13.7%，有效滲透率平均值為21.9×10－3μm2。測井資料分析有效孔隙度11.2%，滲透率38.2×10－3μm2。油層物性較差，但均質(zhì)性較好。

（3）儲層強(qiáng)親水，中等－弱敏感性。儲層潤濕性分析相對水濕最大99.8%，最小82.3%，為強(qiáng)親水型。水敏屬于中等偏強(qiáng)，速敏屬于弱速敏，鹽敏的臨界鹽度在5000 mg／L以下，儲層潤濕性、敏感性適于注水開發(fā)［4］。

（4）儲量豐度高，水驅(qū)可采儲量大，物質(zhì)基礎(chǔ)好。油藏儲量豐度高，水驅(qū)油效率高，室內(nèi)水驅(qū)模型的平均最終驅(qū)油效率47.6%。

（5）原油性質(zhì)好。地層條件下原油粘度小于0.5 mPa·s，50℃地面原油粘度在13.97～37.22 mPa·s之間，油水粘度比低，適合常規(guī)注水開發(fā)。

2 注水開發(fā)主要?jiǎng)討B(tài)特征

2.1 油藏壓力變化特征

區(qū)塊原始地層壓力為20.31 MPa，飽和壓力為17.3 MPa，原始?xì)庥捅葹?14 m3／t。轉(zhuǎn)注前日產(chǎn)氣量高達(dá)8.9×104m3，氣油比高達(dá)156 m3／t，說明當(dāng)時(shí)地層壓力下降至飽和壓力之下。2004年注水以來，隨著能量的不斷補(bǔ)充，產(chǎn)氣量逐步下降，目前日產(chǎn)氣僅0.8×104m3（目前區(qū)塊溶解氣可采儲量采出程度38%），氣油比36 m3／t，遠(yuǎn)低于原始值，說明脫氣現(xiàn)象得到遏制，目前虧空為－7.49×104m3，油井動(dòng)液面回升。分析認(rèn)為平均油藏壓力回升至飽和壓力之上。目前區(qū)塊下層系平均地層壓力約20 MPa，上層系平均地層壓力約16.5 MPa。

2.2 油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征

雷64塊基本上沒有無水期，投產(chǎn)初期含水一般3%～5%之間，低含水采油期累采油68.5×104t，采出程度9.7%，目前區(qū)塊綜合含水50%，處于中含水期。從40口油井含水分類統(tǒng)計(jì)表明雷64塊大多數(shù)油井處于低含水階段，油藏含水主要是少數(shù)井高含水造成的。

2.3 油藏產(chǎn)油動(dòng)態(tài)特征

開發(fā)以來，經(jīng)歷了產(chǎn)量上升、產(chǎn)量遞減兩個(gè)階段，開發(fā)初期，隨著投產(chǎn)井?dāng)?shù)的增加，月產(chǎn)油量不斷上升。注水開發(fā)后，由于累注采比一直小于1，加上采油速度高，早期采用的底部注水開發(fā)的方式不能有效補(bǔ)充上部油層的地層能量，油藏月產(chǎn)油量不斷遞減。

2.4 油藏注水動(dòng)態(tài)特征

由于區(qū)塊“注水與產(chǎn)能建設(shè)同步”，至2005年注采井網(wǎng)基本形成。2006年以前月注采比呈逐步提升趨勢，2006年后月注水量相對穩(wěn)定，月注采比大于1，2010年7月后累注采比大于1。

3 注水開發(fā)效果評價(jià)

3.1 儲量動(dòng)用狀況評價(jià)

3.1.1 水驅(qū)儲量控制程度［5］

用概算法估算水驅(qū)儲量控制程度，表達(dá)式：

式中：ε——采注井?dāng)?shù)比，小數(shù)；φ——單井系統(tǒng)單井控制面積與井距平方間的換算關(guān)系（四點(diǎn)井網(wǎng)時(shí)φ＝0.866，五點(diǎn)與九點(diǎn)時(shí)φ＝1）；D——井距，m；Ai——各油砂體面積，km2；Mi——各油砂體水驅(qū)儲量控制程度，小數(shù)；Ni——各油砂體地質(zhì)儲量，t；M——開發(fā)單元水驅(qū)儲量控制程度，小數(shù)。

雷64塊以Ⅵ、Ⅶ兩個(gè)砂體為考察對象，其中Ⅶ砂體為巨厚塊狀油藏，縱向上按厚度大致分為三套進(jìn)行估算，目前的井網(wǎng)對儲量的控制程度很高（99%，見表1），這也是雷64塊水驅(qū)開發(fā)效果較好的原因之一。

3.1.2 水驅(qū)儲量動(dòng)用程度

用丙型水驅(qū)特征曲線計(jì)算水驅(qū)儲量動(dòng)用程度［6］，表達(dá)式為：

表1 雷64塊分砂體水驅(qū)儲量控制程度（估算）

式中：Lp——累積產(chǎn)液量，104t；Np——累積 產(chǎn)油量，104t；Nom——水驅(qū)控制儲量，104t；N——地質(zhì)儲量，104t；Rgm——由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評價(jià)出的最終采出程度；Rom——儲量動(dòng)用程度。根據(jù)區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)作出的丙型水驅(qū)特征曲線及參數(shù)，代入上式得水驅(qū)控制儲量555.6×104t，對于總的地質(zhì)儲量706.4×104t，水驅(qū)動(dòng)用程度78.6%。說明目前的注水開發(fā)井網(wǎng)對儲量的動(dòng)用程度較高，但仍有潛力。

3.1.3 水驅(qū)波及體積系數(shù)

用注入水在地下的存水量與地下可動(dòng)原油體積的比值作為注入水波及體積系數(shù)，這里用經(jīng)驗(yàn)公式法計(jì)算：

式中：Wi——累積注水量，104m3；Wp——累積產(chǎn)水量，104m3；Ao——含油面積，km2；h——有效厚度，m；Soi——原始含油飽和度，%；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋?。根據(jù)上式得到區(qū)塊波及體積系數(shù)為0.36。

3.2 注水有效性分析

3.2.1 存水率評價(jià)［7］

用經(jīng)驗(yàn)公式確定存水率標(biāo)準(zhǔn)曲線，與實(shí)際曲線進(jìn)行對比。存水率與采出程度之間的關(guān)系：

式中：R——采出程度，小數(shù)；Rm——標(biāo)定采收率，小數(shù)；Es——累積存水率，小數(shù)；As、Ds——與油水比粘度有關(guān)的經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，小數(shù)。通過以上關(guān)系式繪制標(biāo)準(zhǔn)曲線，與雷64實(shí)際存水率曲線對比，存水率值高于理論值，表明注水利用率高，水驅(qū)效果較好。

3.2.2 耗水量評價(jià)

耗水量與油水粘度比有如下統(tǒng)計(jì)關(guān)系：

3.2.3 含水（上升）率評價(jià)

用相對滲透率繪制出的含水率與采出程度關(guān)系曲線作為理論曲線［7］，與油藏實(shí)際的綜合含水和采出程度關(guān)系曲線進(jìn)行比較。實(shí)際含水值在理論值以內(nèi)，表明斷塊含水上升合理，但綜合含水大于40%以后含水上升速度趨快，含水0～40%期間斷塊的綜合含水上升率基本低于標(biāo)準(zhǔn)曲線，含水上升較為合理。

3.2.4 自然遞減率評價(jià)［8］

區(qū)塊自然遞減率在理論值上方，分析認(rèn)為由于采油速度較高，剩余可采儲量采油速度一般控制在8%～11%，實(shí)際14%～17%，造成自然遞減率較快。

3.3 水驅(qū)采收率分析

3.3.1 經(jīng)驗(yàn)公式法［9－10］

全國儲委油氣專委1985年利用200個(gè)水驅(qū)砂巖油藏資料統(tǒng)計(jì)的經(jīng)驗(yàn)公式：

式中：k——平均滲透率，10－3μm2；μo——地層原油粘度，mPa·s。計(jì)算雷64塊水驅(qū)采收率為39.3%。

3.3.2 童憲章圖版法

根據(jù)童憲章對水驅(qū)油藏含水、采出程度和最終采收率的統(tǒng)計(jì)，有如下關(guān)系：

式中：fw——綜合含水，f；R——采出程度，f；ER——最終采收率，f。

由上式可繪制一組不同采收率對應(yīng)的相應(yīng)曲線，將雷64塊實(shí)際數(shù)據(jù)繪制在圖版上，可預(yù)測該塊水驅(qū)采收率為42%。

3.3.3 水驅(qū)特征曲線法

馬克西莫夫－童憲章水驅(qū)曲線法表達(dá)式為：

雷64塊水驅(qū)曲線出現(xiàn)了多個(gè)直線段，選取后期相對穩(wěn)定條件下出現(xiàn)的直線段作為預(yù)測應(yīng)用段，回歸后計(jì)算雷64塊水驅(qū)采收率為40.4%。

綜合以上三種方法對雷64塊水驅(qū)采收率進(jìn)行了預(yù)測，結(jié)果為41%。

4 合理補(bǔ)充能量方式探討

（1）雷64塊油層具有儲層均質(zhì)性較好，強(qiáng)親水、中等－弱敏感性，粘土含量低（平均4.0%），伊蒙混層含量低（占粘土礦物的27.2%），水驅(qū)油效率高，潤濕性好，油水粘度比低等特征，適合注水開發(fā)。

（2）從開發(fā)效果評價(jià)上看，雷64塊注水開發(fā)以來儲量動(dòng)用狀況好，油井全面受效，區(qū)塊采油速度高，含水上升合理，預(yù)測最終采收率高，取得了較好的效果。

（3）以底部注水為主，有利于減弱油水竄流和剩余油零散分布，但對于巨厚油藏，存在上部油層見效滯后而產(chǎn)生的地層壓力下降、油層脫氣等問題，因此后期在隔夾層發(fā)育區(qū)域輔助開展層內(nèi)注水［10］并取得了一定的成效。

（4）雷64塊2011年8月以后含水上升趨勢加快、自然遞減率加大，認(rèn)為與采油速度高有關(guān)。高的采油速度下，為保持注采平衡，加大注入量，造成水井單層注水強(qiáng)度大，勢必造成少數(shù)油井竄流，影響區(qū)塊自然遞減率及含水上升率。

（5）適時(shí)采取其它輔助補(bǔ)充能量方式如人工氣頂驅(qū)等，對有效補(bǔ)充上部地層能量，緩解注水井負(fù)重過大，緩和下層系注入和產(chǎn)出之間的矛盾等將起到積極的作用，有利于區(qū)塊的長期穩(wěn)定高效開發(fā)。

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