馬國銳，王新海，趙 星

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

張 芳，陳光喜

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 荊州 434023)

雷64區(qū)塊巨厚塊狀稀油油藏注水效果分析

馬國銳，王新海，趙 星

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

張 芳，陳光喜

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 荊州 434023)

雷64區(qū)塊是位于遼河盆地西部凹陷北段的巨厚塊狀邊底水稀油油藏，該區(qū)塊南鄰陳家洼陷，西鄰雷11井區(qū)。對于注水開發(fā)，如何注好水，實現(xiàn)油田的穩(wěn)油控水成為關鍵。對雷64區(qū)塊注水開發(fā)效果進行了分析：油井注水后受效狀況存在一定的差異，主要受沉積相、注采井段高度差等因素影響，同時內(nèi)部夾層對縱向上的注水效果起一定的遮擋作用，不同注入倍數(shù)下的驅油效率并不與注入倍數(shù)成正比，需要在考慮經(jīng)濟因素的條件下選取合理的注入倍數(shù)進行注水，并總結出適合該類油田注水開發(fā)的措施，為實現(xiàn)復雜斷塊油田穩(wěn)油控水提供一定的借鑒。

雷64區(qū)塊；巨厚塊狀邊稀油油藏；底水；注水

低滲復雜斷塊油田開發(fā)是目前各油田普遍關注的問題，根據(jù)已投入開發(fā)的低滲透復雜斷塊油藏可知，這類油藏往往具有“單井產(chǎn)量低，含水率上升快，采油速度低，綜合成本較高”的特征。

1 注水概況

截止2010年9月，雷64區(qū)塊蓮花油層有油井32口，開井31口，日產(chǎn)油379t，日產(chǎn)水111m3，含水22.6%，累產(chǎn)油74.8453×104t，累產(chǎn)水10.0057×104t。采油速度2.2%，采出程度11.91%。注水井14口，開12口，日注水847m3，累注水78.9356×104m3，累積地下虧空42.51×104m3。月注采比1.26，累注采比0.66。從區(qū)塊動態(tài)變化情況來看，自從全面注水開發(fā)以后，76%的油井不同程度的見到了注水效果，扭轉了產(chǎn)量遞減的趨勢。但是同時也存在著問題，仍待解決。為此，筆者對雷64區(qū)塊注水開發(fā)效果進行了分析，并總結出適合該類油田注水開發(fā)的措施。

2 注水效果分析

2.1 注水后油藏整體受效特點

雷64區(qū)塊實施早期注水開發(fā)，產(chǎn)能建設完成的同時，注采井網(wǎng)基本形成。注水后表如下：油井普遍受效，產(chǎn)量穩(wěn)定，含水上升速度較緩，脫氣現(xiàn)象得以控制。目前區(qū)塊24口油井已全部見到注水效果。區(qū)塊產(chǎn)量在產(chǎn)能建設完成后達到最高峰612t/d，之后產(chǎn)量下降較快，平均月遞減2.4%。隨著油井逐漸受效，產(chǎn)量下降趨勢減緩，尤其到2006年12月，油井普遍受效后產(chǎn)量穩(wěn)定在390t/d左右，月遞減僅0.7%。初期區(qū)塊綜合含水上升緩慢，油井普遍受效后含水有所上升，通過多次動態(tài)調配水，含水上升速度得到控制，目前基本穩(wěn)定在20%～22%，含水上升率為0.96%，控制在理論范圍內(nèi)。區(qū)塊氣油比在2005年1月達到最高峰168m3/t，隨著注入水的能力補充，油層壓力回升，氣油比逐漸下降，目前基本穩(wěn)定在117m3/t，井區(qū)基本情況如圖1所示。

2.2 油井受效狀況存在一定差異

圖1 雷64主體區(qū)塊注采關系曲線

1)受沉積相影響，主體部位油井受效狀況好于邊部油井 雷64塊S3下儲層主要有2個物源，一個是北向物源，主要控制中部砂體沉積，形成巨厚、塊狀砂體，物性好[1]。一個是北東向物源，主要控制東部邊部沉積，形成薄互層狀砂體，物性差。這種沉積模式造成中部與東邊部、北部注水具有明顯差異。中部油井受效早，產(chǎn)量遞減緩慢，邊部油井受效緩慢，產(chǎn)量遞減快。如位于扇中辮狀溝道微相的雷64-32-22井組，注水后整體見效情況較好，日產(chǎn)油量一直穩(wěn)定在140t。位于溝道間微相的雷64-24-18井組注水后受效狀況較差，轉注前，2004年6月日產(chǎn)液99.6t，日產(chǎn)油99.6t，不含水；目前井組日產(chǎn)液94.6t，日產(chǎn)油62.2t，含水34%。與轉注前比，日產(chǎn)油量下降了37.4t，含水上升了34%。單井中受效狀況較差的井有雷64-22-17井與雷64-26-18井。

2)受注采井段高度差的影響，油井受效狀況存在差異 縱向注采井段高度差影響油井受效狀況，如雷64-28-24井組中的雷64-26-26井與雷64-26-24井(見圖2)。其中，雷64-26-26井生產(chǎn)井段一直較低，縱向注采井段高度差較小，僅為6m，地層能量能夠得到及時補充，產(chǎn)量遞減平緩。而雷64-26-24井早期因生產(chǎn)井段高，縱向注采井段高度差大(72m)，使得地層能量得不到及時補充，產(chǎn)量下滑較快。下返調層后，注采關系得到了改善，油井產(chǎn)量基本穩(wěn)定。

圖2 雷64-28-24井組單井注采關系曲線

3)內(nèi)部夾層對縱向上的注水效果起一定的遮擋作用 雷64塊主體部位縱向上存在2套泥巖夾層，第1套夾層主要分布在東北、東南部，厚度0～4m；第2套夾層呈北北東向分布，中部過渡為低物性夾層，厚度0～8m。在夾層發(fā)育區(qū)的油井，夾層對注入水具有一定遮擋作用[2]。如雷64-30-26井，該井開采井段位于夾層下部，其周邊的2口水井雷64-32-26與雷64-28-24注水井段位于夾層的不同部位，前者在夾層上部注水，后者在夾層下部注水。在雷64-28-24下調配注后，雷64-30-26井產(chǎn)量下滑較快，說明在此方向上的注水對生產(chǎn)井段位于夾層下部的油井雷64-30-26無效。于是，于2007年3月對雷64-32-26井實施了補層，打開該井下部井段進行注水，以補充雷64-30-26井地層能量。

2.3 水驅油效率研究

1)階段驅油效率規(guī)律 無水期驅油效率較高平均為22.07%，占最終驅油效率的46.36%，低含水期的驅油效率很低，平均僅達到1.78%，占最終驅油效率的3.74%，中、高含水期時的驅油效率一般，分別平均為8.35%和15.4%，占最終驅油效率的17.54%和32.35%;最終驅油效率則相對較高，平均達到47.6%。

2)含水上升速度特征 通過驅油效率參數(shù)可看出，低含水期每采出1%地質儲量的含水上升速度平均為11.59%，中含水期為6.6%，高含水期則降低為1.63%。此趨勢表明，該儲層總體來講，其綜合含水上升的較為緩慢，各階段的含水上升速度依次降低的比較平衡，非常有利于注水驅油。雷64區(qū)塊如此之低的孔隙度能達到這樣的驅油效果主要與該塊的巖石性質有關，砂礫巖的比表面積要遠小于顆粒均勻的砂巖、細砂巖，所以孔隙度必然要低，但它的滲流能力卻不一定差于高孔隙度的低滲砂巖儲層[3]，因為砂礫巖顆粒混雜具有一定數(shù)量的大孔隙，滲流阻力相對較小，水易將這部分孔隙內(nèi)的油波及出來，因此雷64區(qū)塊的驅油效率較高。

3)不同注入倍數(shù)下的驅油效率特點 當注入0.5倍孔隙體積(PV)水時的平均驅油效率為35.0%，占平均最終驅油效率的73.53%;當注入倍數(shù)增加至1PV水時的平均驅油效率為38.5%，只增加了3.50%，占平均最終驅油效率的7.35%;當注入倍數(shù)達到1.5PV水時的平均驅油效率為40.5%，只增加了2.0%，占平均最終驅油效率的4.2%;當注入倍數(shù)繼續(xù)增大到2PV水時的平均驅油效率達到了42.55%，僅增加了1.03%，占平均最終驅油效率的2.16%。此時，各階段注入倍數(shù)下的驅油效率總和平均達到42.55%，占最終驅油效率的89.39%，巳將模型內(nèi)的大部分油驅了出來[4]。

2.4 地層壓力保持一定水平

圖3 雷64區(qū)塊虧空注采比曲線

油藏原始地層壓力為20.31MPa(2053m)，飽和壓力為17.3MPa，原始氣油比為114m3/t。自注水開發(fā)以來，區(qū)塊產(chǎn)量一直較平穩(wěn)，氣油比也由轉注前的168m3/t下降到目前的117m3/t，略高于原始氣油比114m3/t。從虧空注采比曲線上看(見圖3)，虧空由初期的快速上升趨勢轉為明顯變緩趨勢；從動液面變化上看，油井動液面由初期快速下降明顯變緩。綜合圖3與上述描述，可說明轉注后雷64主力區(qū)塊地層能量得到了補充，油藏地層壓力得到有效控制[5-7]。

2.5 采收預測

根據(jù)雷64區(qū)塊的油藏特點及產(chǎn)能狀況，直井配產(chǎn)10t/d,前2個周期產(chǎn)量不遞減，從第3年以20%遞減，預測8年，采油井單井累產(chǎn)油1.482×104t；水平井配產(chǎn)20t/d,前2個周期產(chǎn)量不遞減，從第3年以10%遞減，預測8年，水平井單井累產(chǎn)油3.7299×104t(見表1)。

表1 預測指標1與預測指標2

[1]薛朝暉，耿洪娟，李中洲，等.低滲復雜斷塊油氣田注采井組動態(tài)分析的方法及應用[J].內(nèi)蒙古石油化工，2003(S1)：58-59.

[2] 令永剛，杜尋社，李兆明，等.特低滲透油藏注水開發(fā)技術研究[J].江漢石油學院學報，2003(S2) ：13-14.

[3] 王鳳琴，廖紅偉，蔣峰華，等.低滲油田注水能力下降原因分析及其對策研究[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2009(1) ：22-23.

[4] 張艷娟，郝艷秋，于濤，等.低滲油藏水驅油室內(nèi)物理模擬實驗方法研究[J].特種油氣藏，2007(2) ：14-16.

[5] 陳志軍.雷64塊巨厚塊狀稀油油藏高效開發(fā)實踐[J].石油地質與工程，2011(5) ：29-30.

[6] 呂小東，佟國輝，王佩虎.高升油田南部儲層特征及儲層預測[J].特種油氣藏，2003(6) ：17-19.

[7] 劉學鋒，孟令奎，龔文平，等.地理信息系統(tǒng)(GIS)在油氣勘探開發(fā)中的應用[J].地理空間信息，2003，1(2)：12-16.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.10.024

TE357

A

1673-1409(2012)10-N079-03