雷64区块巨厚块状稀油油藏注水效果分析

2012-11-20马国锐王新海

长江大学学报(自科版) 2012年28期

关键词：驱油含水倍数

马国锐，王新海，赵星

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

张芳，陈光喜

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)

雷64区块巨厚块状稀油油藏注水效果分析

马国锐，王新海，赵星

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

张芳，陈光喜

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)

雷64区块是位于辽河盆地西部凹陷北段的巨厚块状边底水稀油油藏，该区块南邻陈家洼陷，西邻雷11井区。对于注水开发，如何注好水，实现油田的稳油控水成为关键。对雷64区块注水开发效果进行了分析：油井注水后受效状况存在一定的差异，主要受沉积相、注采井段高度差等因素影响，同时内部夹层对纵向上的注水效果起一定的遮挡作用，不同注入倍数下的驱油效率并不与注入倍数成正比，需要在考虑经济因素的条件下选取合理的注入倍数进行注水，并总结出适合该类油田注水开发的措施，为实现复杂断块油田稳油控水提供一定的借鉴。

雷64区块；巨厚块状边稀油油藏；底水；注水

低渗复杂断块油田开发是目前各油田普遍关注的问题，根据已投入开发的低渗透复杂断块油藏可知，这类油藏往往具有“单井产量低，含水率上升快，采油速度低，综合成本较高”的特征。

1 注水概况

截止2010年9月，雷64区块莲花油层有油井32口，开井31口，日产油379t，日产水111m3，含水22.6%，累产油74.8453×104t，累产水10.0057×104t。采油速度2.2%，采出程度11.91%。注水井14口，开12口，日注水847m3，累注水78.9356×104m3，累积地下亏空42.51×104m3。月注采比1.26，累注采比0.66。从区块动态变化情况来看，自从全面注水开发以后，76%的油井不同程度的见到了注水效果，扭转了产量递减的趋势。但是同时也存在着问题，仍待解决。为此，笔者对雷64区块注水开发效果进行了分析，并总结出适合该类油田注水开发的措施。

2 注水效果分析

2.1 注水后油藏整体受效特点

雷64区块实施早期注水开发，产能建设完成的同时，注采井网基本形成。注水后表如下：油井普遍受效，产量稳定，含水上升速度较缓，脱气现象得以控制。目前区块24口油井已全部见到注水效果。区块产量在产能建设完成后达到最高峰612t/d，之后产量下降较快，平均月递减2.4%。随着油井逐渐受效，产量下降趋势减缓，尤其到2006年12月，油井普遍受效后产量稳定在390t/d左右，月递减仅0.7%。初期区块综合含水上升缓慢，油井普遍受效后含水有所上升，通过多次动态调配水，含水上升速度得到控制，目前基本稳定在20%～22%，含水上升率为0.96%，控制在理论范围内。区块气油比在2005年1月达到最高峰168m3/t，随着注入水的能力补充，油层压力回升，气油比逐渐下降，目前基本稳定在117m3/t，井区基本情况如图1所示。

2.2 油井受效状况存在一定差异

图1 雷64主体区块注采关系曲线

1)受沉积相影响，主体部位油井受效状况好于边部油井雷64块S3下储层主要有2个物源，一个是北向物源，主要控制中部砂体沉积，形成巨厚、块状砂体，物性好[1]。一个是北东向物源，主要控制东部边部沉积，形成薄互层状砂体，物性差。这种沉积模式造成中部与东边部、北部注水具有明显差异。中部油井受效早，产量递减缓慢，边部油井受效缓慢，产量递减快。如位于扇中辫状沟道微相的雷64-32-22井组，注水后整体见效情况较好，日产油量一直稳定在140t。位于沟道间微相的雷64-24-18井组注水后受效状况较差，转注前，2004年6月日产液99.6t，日产油99.6t，不含水；目前井组日产液94.6t，日产油62.2t，含水34%。与转注前比，日产油量下降了37.4t，含水上升了34%。单井中受效状况较差的井有雷64-22-17井与雷64-26-18井。

2)受注采井段高度差的影响，油井受效状况存在差异纵向注采井段高度差影响油井受效状况，如雷64-28-24井组中的雷64-26-26井与雷64-26-24井(见图2)。其中，雷64-26-26井生产井段一直较低，纵向注采井段高度差较小，仅为6m，地层能量能够得到及时补充，产量递减平缓。而雷64-26-24井早期因生产井段高，纵向注采井段高度差大(72m)，使得地层能量得不到及时补充，产量下滑较快。下返调层后，注采关系得到了改善，油井产量基本稳定。

图2 雷64-28-24井组单井注采关系曲线

3)内部夹层对纵向上的注水效果起一定的遮挡作用雷64块主体部位纵向上存在2套泥岩夹层，第1套夹层主要分布在东北、东南部，厚度0～4m；第2套夹层呈北北东向分布，中部过渡为低物性夹层，厚度0～8m。在夹层发育区的油井，夹层对注入水具有一定遮挡作用[2]。如雷64-30-26井，该井开采井段位于夹层下部，其周边的2口水井雷64-32-26与雷64-28-24注水井段位于夹层的不同部位，前者在夹层上部注水，后者在夹层下部注水。在雷64-28-24下调配注后，雷64-30-26井产量下滑较快，说明在此方向上的注水对生产井段位于夹层下部的油井雷64-30-26无效。于是，于2007年3月对雷64-32-26井实施了补层，打开该井下部井段进行注水，以补充雷64-30-26井地层能量。

2.3 水驱油效率研究

1)阶段驱油效率规律无水期驱油效率较高平均为22.07%，占最终驱油效率的46.36%，低含水期的驱油效率很低，平均仅达到1.78%，占最终驱油效率的3.74%，中、高含水期时的驱油效率一般，分别平均为8.35%和15.4%，占最终驱油效率的17.54%和32.35%;最终驱油效率则相对较高，平均达到47.6%。

2)含水上升速度特征通过驱油效率参数可看出，低含水期每采出1%地质储量的含水上升速度平均为11.59%，中含水期为6.6%，高含水期则降低为1.63%。此趋势表明，该储层总体来讲，其综合含水上升的较为缓慢，各阶段的含水上升速度依次降低的比较平衡，非常有利于注水驱油。雷64区块如此之低的孔隙度能达到这样的驱油效果主要与该块的岩石性质有关，砂砾岩的比表面积要远小于颗粒均匀的砂岩、细砂岩，所以孔隙度必然要低，但它的渗流能力却不一定差于高孔隙度的低渗砂岩储层[3]，因为砂砾岩颗粒混杂具有一定数量的大孔隙，渗流阻力相对较小，水易将这部分孔隙内的油波及出来，因此雷64区块的驱油效率较高。

3)不同注入倍数下的驱油效率特点当注入0.5倍孔隙体积(PV)水时的平均驱油效率为35.0%，占平均最终驱油效率的73.53%;当注入倍数增加至1PV水时的平均驱油效率为38.5%，只增加了3.50%，占平均最终驱油效率的7.35%;当注入倍数达到1.5PV水时的平均驱油效率为40.5%，只增加了2.0%，占平均最终驱油效率的4.2%;当注入倍数继续增大到2PV水时的平均驱油效率达到了42.55%，仅增加了1.03%，占平均最终驱油效率的2.16%。此时，各阶段注入倍数下的驱油效率总和平均达到42.55%，占最终驱油效率的89.39%，巳将模型内的大部分油驱了出来[4]。

2.4 地层压力保持一定水平

图3 雷64区块亏空注采比曲线

油藏原始地层压力为20.31MPa(2053m)，饱和压力为17.3MPa，原始气油比为114m3/t。自注水开发以来，区块产量一直较平稳，气油比也由转注前的168m3/t下降到目前的117m3/t，略高于原始气油比114m3/t。从亏空注采比曲线上看(见图3)，亏空由初期的快速上升趋势转为明显变缓趋势；从动液面变化上看，油井动液面由初期快速下降明显变缓。综合图3与上述描述，可说明转注后雷64主力区块地层能量得到了补充，油藏地层压力得到有效控制[5-7]。