斷塊油藏注水開發(fā)技術優(yōu)化對策

王建國

摘 要 常規(guī)油藏開發(fā)方式一般是“尋找潛力層→開發(fā)潛力層→完善注采井網→調流線、增能量”，但是復雜斷塊規(guī)模相對小，達不到較大潛力規(guī)模，因此在對概念模型按常規(guī)開發(fā)模型預測同時，部署另外一套開發(fā)方式。斷塊油藏長期水驅后，儲層孔隙度、滲透率、孔隙結構、敏感性以及油層潤濕性等都有不同程度的變化;注入倍數(shù)、沉積韻律、滲透率值以及滲透率級差與水驅采收率具有較好的關系。斷塊油藏具有細分開發(fā)層系的物質條件，最適合采用三角形井網進行開發(fā)，中高含水復雜斷塊油藏應該重點完善注采井網。局部加密和注采完善是當前應該采取的主要措施。

關鍵詞 斷塊油藏 水驅技術 水驅效果 優(yōu)化對策

中圖分類號：TE357.6文獻標識碼：A

斷塊油藏是油田的主力開發(fā)油藏之一，為改善當前水驅效果不佳的局面，從水驅采收率的影響因素出發(fā)，開展了水驅技術改進方法研究，提出了復雜斷塊油藏開發(fā)技術優(yōu)化政策，以期為油田復雜斷塊油藏的高效開發(fā)提供指導。

1油田復雜斷塊油藏水驅開發(fā)現(xiàn)狀

近年來，油田主要開發(fā)復雜斷塊油藏，目前普遍進入了開發(fā)后期階段，含水率較高且油水關系復雜，水驅開發(fā)效果日益降低。主要存在的問題包括：油田開發(fā)注采比低、注采不平衡。注采比普遍小于0.9，油藏壓力難以保持，平均小于70%，提液穩(wěn)產的要求難以得到滿足;注采井數(shù)比不合理，井網不完善，導致水驅控制程度低;油藏剖面動用狀況極不均衡，油層動用程度低;存水率偏低，注水利用率低，存在較多無效注水和產液現(xiàn)象。

2水驅采收率影響因素分析

2.1長期水驅后儲層物理特征變化規(guī)律

對研究區(qū)12塊平行樣品水驅前后的鑄體薄片進行觀察，水驅以后巖石顆粒表面變得清潔，粒間膠結物含量相對減少，絕大部分孔隙直徑相對變粗，且改善了孔隙網絡體系的連通狀況，提高了流體的滲流能力。巖樣水驅15倍孔隙體積后進行測定，巖樣孔隙度在水驅前后分別為27.2%和27.8%，而水驅后的A段和B段的孔隙度分別為27.1%和26.8%?？紫抖仍谒屒昂髱缀鯚o變化。

巖樣不同倍數(shù)水驅后進行測定，所有巖樣水驅后滲透率均有明顯增大趨勢，且增大幅度隨水驅倍數(shù)的升高而加大。同時，也反映出水驅倍數(shù)相同的條件下，高滲透性儲層滲透率變化幅度大。巖樣滲透率大于300mD，水驅15pv后，滲透率增加37.7%。斷塊長期水驅后滲透率分別提高16.9%和17.2%。

選取10組29塊平行樣品分別進行不同水驅倍數(shù)下巖樣的敏感性測定。由于驅替流體是地層水，各組巖樣隨水驅程度的增加，鹽敏性和水敏性變化不大，但速敏性則隨著驅替倍數(shù)增加，敏感性顯著降低。通過研究斷塊各類儲層水驅后潤濕性的變化，水濕指數(shù)分別由0.19，0.17，0.18，0.21上升到0.28，0.31，0.42和0.29，說明長期水驅后親水性增強。

2.2水驅采收率與儲層特征和注采方式的關系

室內模擬試驗發(fā)現(xiàn)：水驅采收率與注入倍數(shù)成正比，采收率隨注入倍數(shù)的增大而提高，注入倍數(shù)為0～0.5時，采收率增值幅度較大，說明注入倍數(shù)的變化對水驅采收率影響程度大，注入倍數(shù)超過1.0后，采收率的增值幅度明顯減小。目前大部分油藏的注入倍數(shù)小于1.0，應加強注水提高水驅效果。

在多層開采籠統(tǒng)注水條件下，水驅采收率與滲透率的值成正比、與滲透率的級差成反比，尤其是對于中低滲的油藏指標更為敏感。以B井樣品為例，多層開發(fā)時，油井的單層驅油效率除了受各層流體性質的影響外，更主要的是受層間滲透率相對級差及滲透率大小的影響。滲透率相對級差越大，高滲巖樣驅油效率越高，而低滲巖樣驅油效率則越低。

3開發(fā)技術政策優(yōu)化

3.1層系優(yōu)化

復雜斷塊砂巖油藏的油層分布有兩個特點：一是縱向發(fā)育多套含油層系，且大部分區(qū)塊油層分布不集中。統(tǒng)計表明，已開發(fā)砂巖油藏含油井段一般分布在300～800m，平均在200m左右。二是多數(shù)區(qū)塊油層富集程度不高。一般單井油層厚度在3.5～49.4m，平均16.2m，單井控制儲量在1.3～19.4？04t，平均7.5？04t。

3.2井網優(yōu)化

復雜斷塊油藏目前井網已經很密集（一般井距200～250m，少數(shù)區(qū)塊井距300m），無法進行大規(guī)模鉆井調整，油藏調整應以局部完善為主。各類油藏目前的注采井數(shù)比均與合理注采井數(shù)比有一定差距，注采井網均需進一步完善，其中以復雜斷塊油藏差距最大。統(tǒng)計了不同含水注水油藏合理注采井數(shù)比計算結果（表1），可知中高含水階段開發(fā)油藏差別較大。因此，中高含水復雜斷塊油藏應該重點完善注采井網。

對計算結果進行對比與優(yōu)選，計算各類油藏在合理井網密度下的采收率及其可采儲量增加情況。結果表明：在油價較高的條件下，各類油藏均有一定的調整余地，通過調整其采收率提高幅度在3%～6.5%，調整工作量以局部加密和注采完善為主。本次完成了已開發(fā)油田壓力保持水平的評價。已開發(fā)砂巖油藏，由于多種因素的影響，目前大部分壓力水平低;主力油藏壓力水平較合理值低10%～15%，仍需加強油藏有效注水，優(yōu)化注采井網。其余部分油藏壓力水平較低，除砂巖壓力水平偏高外，大部分油藏的壓力水平都在合理范圍。建議壓力水平比較低的油藏增加注水井點，加強注水逐步恢復地層壓力;壓力水平高的油藏，則需合理控制注采比，并且降低含水上升速度。

參考文獻

[1] 王秀偉.油田復雜斷塊油藏高含水期改善水驅技術研究與應用[D].青島：中國石油大學，2015.