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(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)塊注采井數(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、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(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)主要動態(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，原始氣油比為114 m3／t。轉(zhuǎn)注前日產(chǎn)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(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(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)量遞減兩個階段，開發(fā)初期，隨著投產(chǎn)井數(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

3.1 儲量動用狀況評價

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，表達式：

式中：ε——采注井數(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（四點井網(wǎng)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(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(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)儲量動用程度

用丙型水驅(qū)特征曲線計算水驅(qū)儲量動用程度［6］，表達式為：

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)評價出的最終采出程度；Rom——儲量動用程度。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)動用程度78.6%。說明目前的注水開發(fā)井網(wǎng)對儲量的動用程度較高，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)驗公式法計算：

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——殘余油飽和度，%。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［7］

用經(jīng)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(guān)系：

式中：R——采出程度，小數(shù)；Rm——標定采收率，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)驗常數(shù)，小數(shù)。通過以上關(guān)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(qū)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(tǒng)計關(guān)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(guān)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(guān)系曲線進行比較。實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準曲線，含水上升較為合理。

3.2.4 自然遞減率評價［8］

區(qū)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(qū)采收率分析

3.3.1 經(jīng)驗公式法［9－10］

全國儲委油氣專委1985年利用200個水驅(qū)砂巖油藏資料統(tǒng)計的經(jīng)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(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，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)曲線法表達式為：

雷64塊水驅(qū)曲線出現(xiàn)了多個直線段，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)采收率進行了預(yù)測，結(jié)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(zhì)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(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)效果評價上看，雷64塊注水開發(fā)以來儲量動用狀況好，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）適時采取其它輔助補充能量方式如人工氣頂驅(qū)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(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)。

［1］許寧.巨厚塊狀砂礫巖底水油藏合理注采井網(wǎng)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(fā)技術(shù)與實踐［J］.特種油氣藏，2006，13（增）：102－103.

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

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

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

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