斷塊油藏注水開(kāi)發(fā)技術(shù)優(yōu)化對(duì)策

王建國(guó)

摘 要 常規(guī)油藏開(kāi)發(fā)方式一般是“尋找潛力層→開(kāi)發(fā)潛力層→完善注采井網(wǎng)→調(diào)流線、增能量”，但是復(fù)雜斷塊規(guī)模相對(duì)小，達(dá)不到較大潛力規(guī)模，因此在對(duì)概念模型按常規(guī)開(kāi)發(fā)模型預(yù)測(cè)同時(shí)，部署另外一套開(kāi)發(fā)方式。斷塊油藏長(zhǎng)期水驅(qū)后，儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)、敏感性以及油層潤(rùn)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(jí)差與水驅(qū)采收率具有較好的關(guān)系。斷塊油藏具有細(xì)分開(kāi)發(fā)層系的物質(zhì)條件，最適合采用三角形井網(wǎng)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，中高含水復(fù)雜斷塊油藏應(yīng)該重點(diǎn)完善注采井網(wǎng)。局部加密和注采完善是當(dāng)前應(yīng)該采取的主要措施。

關(guān)鍵詞 斷塊油藏 水驅(qū)技術(shù) 水驅(qū)效果 優(yōu)化對(duì)策

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357.6文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

斷塊油藏是油田的主力開(kāi)發(fā)油藏之一，為改善當(dāng)前水驅(qū)效果不佳的局面，從水驅(qū)采收率的影響因素出發(fā)，開(kāi)展了水驅(qū)技術(shù)改進(jìn)方法研究，提出了復(fù)雜斷塊油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)優(yōu)化政策，以期為油田復(fù)雜斷塊油藏的高效開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)。

1油田復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

近年來(lái)，油田主要開(kāi)發(fā)復(fù)雜斷塊油藏，目前普遍進(jìn)入了開(kāi)發(fā)后期階段，含水率較高且油水關(guān)系復(fù)雜，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果日益降低。主要存在的問(wèn)題包括：油田開(kāi)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(chǎn)的要求難以得到滿(mǎn)足;注采井?dāng)?shù)比不合理，井網(wǎng)不完善，導(dǎo)致水驅(qū)控制程度低;油藏剖面動(dòng)用狀況極不均衡，油層動(dòng)用程度低;存水率偏低，注水利用率低，存在較多無(wú)效注水和產(chǎn)液現(xiàn)象。

2水驅(qū)采收率影響因素分析

2.1長(zhǎng)期水驅(qū)后儲(chǔ)層物理特征變化規(guī)律

對(duì)研究區(qū)12塊平行樣品水驅(qū)前后的鑄體薄片進(jìn)行觀察，水驅(qū)以后巖石顆粒表面變得清潔，粒間膠結(jié)物含量相對(duì)減少，絕大部分孔隙直徑相對(duì)變粗，且改善了孔隙網(wǎng)絡(luò)體系的連通狀況，提高了流體的滲流能力。巖樣水驅(qū)15倍孔隙體積后進(jìn)行測(cè)定，巖樣孔隙度在水驅(qū)前后分別為27.2%和27.8%，而水驅(qū)后的A段和B段的孔隙度分別為27.1%和26.8%?？紫抖仍谒?qū)前后幾乎無(wú)變化。

巖樣不同倍數(shù)水驅(qū)后進(jìn)行測(cè)定，所有巖樣水驅(qū)后滲透率均有明顯增大趨勢(shì)，且增大幅度隨水驅(qū)倍數(shù)的升高而加大。同時(shí)，也反映出水驅(qū)倍數(shù)相同的條件下，高滲透性?xún)?chǔ)層滲透率變化幅度大。巖樣滲透率大于300mD，水驅(qū)15pv后，滲透率增加37.7%。斷塊長(zhǎng)期水驅(qū)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(jìn)行不同水驅(qū)倍數(shù)下巖樣的敏感性測(cè)定。由于驅(qū)替流體是地層水，各組巖樣隨水驅(qū)程度的增加，鹽敏性和水敏性變化不大，但速敏性則隨著驅(qū)替倍數(shù)增加，敏感性顯著降低。通過(guò)研究斷塊各類(lèi)儲(chǔ)層水驅(qū)后潤(rùn)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(shuō)明長(zhǎng)期水驅(qū)后親水性增強(qiáng)。

2.2水驅(qū)采收率與儲(chǔ)層特征和注采方式的關(guān)系

室內(nèi)模擬試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)：水驅(qū)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(shí)，采收率增值幅度較大，說(shuō)明注入倍數(shù)的變化對(duì)水驅(qū)采收率影響程度大，注入倍數(shù)超過(guò)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(yīng)加強(qiáng)注水提高水驅(qū)效果。

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

3開(kāi)發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化

3.1層系優(yōu)化

復(fù)雜斷塊砂巖油藏的油層分布有兩個(gè)特點(diǎn)：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(jì)表明，已開(kāi)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(chǔ)量在1.3～19.4？04t，平均7.5？04t。

3.2井網(wǎng)優(yōu)化

復(fù)雜斷塊油藏目前井網(wǎng)已經(jīng)很密集（一般井距200～250m，少數(shù)區(qū)塊井距300m），無(wú)法進(jìn)行大規(guī)模鉆井調(diào)整，油藏調(diào)整應(yīng)以局部完善為主。各類(lèi)油藏目前的注采井?dāng)?shù)比均與合理注采井?dāng)?shù)比有一定差距，注采井網(wǎng)均需進(jìn)一步完善，其中以復(fù)雜斷塊油藏差距最大。統(tǒng)計(jì)了不同含水注水油藏合理注采井?dāng)?shù)比計(jì)算結(jié)果（表1），可知中高含水階段開(kāi)發(fā)油藏差別較大。因此，中高含水復(fù)雜斷塊油藏應(yīng)該重點(diǎn)完善注采井網(wǎng)。

對(duì)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行對(duì)比與優(yōu)選，計(jì)算各類(lèi)油藏在合理井網(wǎng)密度下的采收率及其可采儲(chǔ)量增加情況。結(jié)果表明：在油價(jià)較高的條件下，各類(lèi)油藏均有一定的調(diào)整余地，通過(guò)調(diào)整其采收率提高幅度在3%～6.5%，調(diào)整工作量以局部加密和注采完善為主。本次完成了已開(kāi)發(fā)油田壓力保持水平的評(píng)價(jià)。已開(kāi)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(qiáng)油藏有效注水，優(yōu)化注采井網(wǎng)。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(diǎn)，加強(qiáng)注水逐步恢復(fù)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(xiàn)

[1] 王秀偉.油田復(fù)雜斷塊油藏高含水期改善水驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用[D].青島：中國(guó)石油大學(xué)，2015.