雷64斷塊砂礫巖底水油藏注水開發效果評價

江 琴

（1.東北石油大學研究生院，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井距正方形井網底部注水、中下部采油的方式［1－2］，2004年轉注水，目前區塊注采井數比為1∶3，油井全部受效，開發效果較好。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、經濟、安全的開發方案提供依據。

1 主要地質特征［3］

（1）油藏埋藏深、厚度大。雷64塊為一背斜構造，構造高點在斷塊中部，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，均質性較好。巖心常規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，但均質性較好。

（3）儲層強親水，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%，為強親水型。水敏屬于中等偏強，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［4］。

（4）儲量豐度高，水驅可采儲量大，物質基礎好。油藏儲量豐度高，水驅油效率高，室內水驅模型的平均最終驅油效率47.6%。

（5）原油性質好。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，適合常規注水開發。

2 注水開發主要動態特征

2.1 油藏壓力變化特征

區塊原始地層壓力為20.31 MPa，飽和壓力為17.3 MPa，原始氣油比為114 m3／t。轉注前日產氣量高達8.9×104m3，氣油比高達156 m3／t，說明當時地層壓力下降至飽和壓力之下。2004年注水以來，隨著能量的不斷補充，產氣量逐步下降，目前日產氣僅0.8×104m3（目前區塊溶解氣可采儲量采出程度38%），氣油比36 m3／t，遠低于原始值，說明脫氣現象得到遏制，目前虧空為－7.49×104m3，油井動液面回升。分析認為平均油藏壓力回升至飽和壓力之上。目前區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 油藏產水動態特征

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

2.3 油藏產油動態特征

開發以來，經歷了產量上升、產量遞減兩個階段，開發初期，隨著投產井數的增加，月產油量不斷上升。注水開發后，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的方式不能有效補充上部油層的地層能量，油藏月產油量不斷遞減。

2.4 油藏注水動態特征

由于區塊“注水與產能建設同步”，至2005年注采井網基本形成。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 注水開發效果評價

3.1 儲量動用狀況評價

3.1.1 水驅儲量控制程度［5］

用概算法估算水驅儲量控制程度，表達式：

式中：ε——采注井數比，小數；φ——單井系統單井控制面積與井距平方間的換算關系（四點井網時φ＝0.866，五點與九點時φ＝1）；D——井距，m；Ai——各油砂體面積，km2；Mi——各油砂體水驅儲量控制程度，小數；Ni——各油砂體地質儲量，t；M——開發單元水驅儲量控制程度，小數。

雷64塊以Ⅵ、Ⅶ兩個砂體為考察對象，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行估算，目前的井網對儲量的控制程度很高（99%，見表1），這也是雷64塊水驅開發效果較好的原因之一。

3.1.2 水驅儲量動用程度

用丙型水驅特征曲線計算水驅儲量動用程度［6］，表達式為：

表1 雷64塊分砂體水驅儲量控制程度（估算）

式中：Lp——累積產液量，104t；Np——累積 產油量，104t；Nom——水驅控制儲量，104t；N——地質儲量，104t；Rgm——由油藏地質特征參數評價出的最終采出程度；Rom——儲量動用程度。根據區塊生產數據作出的丙型水驅特征曲線及參數，代入上式得水驅控制儲量555.6×104t，對于總的地質儲量706.4×104t，水驅動用程度78.6%。說明目前的注水開發井網對儲量的動用程度較高，但仍有潛力。

3.1.3 水驅波及體積系數

用注入水在地下的存水量與地下可動原油體積的比值作為注入水波及體積系數，這里用經驗公式法計算：

式中：Wi——累積注水量，104m3；Wp——累積產水量，104m3；Ao——含油面積，km2；h——有效厚度，m；Soi——原始含油飽和度，%；Sor——殘余油飽和度，%。根據上式得到區塊波及體積系數為0.36。

3.2 注水有效性分析

3.2.1 存水率評價［7］

用經驗公式確定存水率標準曲線，與實際曲線進行對比。存水率與采出程度之間的關系：

式中：R——采出程度，小數；Rm——標定采收率，小數；Es——累積存水率，小數；As、Ds——與油水比粘度有關的經驗常數，小數。通過以上關系式繪制標準曲線，與雷64實際存水率曲線對比，存水率值高于理論值，表明注水利用率高，水驅效果較好。

3.2.2 耗水量評價

耗水量與油水粘度比有如下統計關系：

3.2.3 含水（上升）率評價

用相對滲透率繪制出的含水率與采出程度關系曲線作為理論曲線［7］，與油藏實際的綜合含水和采出程度關系曲線進行比較。實際含水值在理論值以內，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準曲線，含水上升較為合理。

3.2.4 自然遞減率評價［8］

區塊自然遞減率在理論值上方，分析認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%，實際14%～17%，造成自然遞減率較快。

3.3 水驅采收率分析

3.3.1 經驗公式法［9－10］

全國儲委油氣專委1985年利用200個水驅砂巖油藏資料統計的經驗公式：

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

3.3.2 童憲章圖版法

根據童憲章對水驅油藏含水、采出程度和最終采收率的統計，有如下關系：

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的相應曲線，將雷64塊實際數據繪制在圖版上，可預測該塊水驅采收率為42%。

3.3.3 水驅特征曲線法

馬克西莫夫－童憲章水驅曲線法表達式為：

雷64塊水驅曲線出現了多個直線段，選取后期相對穩定條件下出現的直線段作為預測應用段，回歸后計算雷64塊水驅采收率為40.4%。

綜合以上三種方法對雷64塊水驅采收率進行了預測，結果為41%。

4 合理補充能量方式探討

（1）雷64塊油層具有儲層均質性較好，強親水、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%），水驅油效率高，潤濕性好，油水粘度比低等特征，適合注水開發。

（2）從開發效果評價上看，雷64塊注水開發以來儲量動用狀況好，油井全面受效，區塊采油速度高，含水上升合理，預測最終采收率高，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生的地層壓力下降、油層脫氣等問題，因此后期在隔夾層發育區域輔助開展層內注水［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，認為與采油速度高有關。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度大，勢必造成少數油井竄流，影響區塊自然遞減率及含水上升率。

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

［1］許寧.巨厚塊狀砂礫巖底水油藏合理注采井網研究［J］.特種油氣藏，2004，11（6）：52－53.

［2］李曉林.深層巨厚塊狀低滲透油藏注水開發技術與實踐［J］.特種油氣藏，2006，13（增）：102－103.

［3］曹敬濤.高升油田雷64塊蓮花油層沉積特征研究［J］.石油天然氣學報，2008，30（2）：450－452.

［4］裘懌楠，劉雨芬.低滲透砂巖油藏開發模式［M］.北京：石油工業出版社，1998.

［5］朱維耀，孫玉凱，王世虎，等.特低滲透油藏有效開發滲流理論和方法［M］.北京：石油工業出版社，1998：170－190.

［6］童憲章.油井產狀和油藏動態分析［M］.北京：石油工業出版社，1984：44－187.

［7］張銳.油田注水開發效果評價方法［J］.北京：石油工業出版社，2010：30－45.

［8］李傳亮.油藏工程原理［M］.北京：石油工業出版社，2008：278－290.

［9］國家發展和改革委員會.石油可采儲量計算方法［S］.北京：石油工業出版社，1997：13－14.

［10］許寧，張方禮，王占紅.巨厚層砂礫巖底水油藏注水開發研究［J］.斷塊油氣田，2004，11（4）：30－32.