雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价

江 琴

（1.东北石油大学研究生院，黑龙江大庆 163318；2.中国石油辽河油田公司高升采油厂）

雷64断块位于辽河盆地西部凹陷，为一巨厚块状底水油藏，采用一套层系150 m井距正方形井网底部注水、中下部采油的方式［1－2］，2004年转注水，目前区块注采井数比为1∶3，油井全部受效，开发效果较好。本次针对目前暴露出的问题开展研究，为探索和制定合理、高效、经济、安全的开发方案提供依据。

1 主要地质特征［3］

（1）油藏埋藏深、厚度大。雷64块为一背斜构造，构造高点在断块中部，埋藏深度1930～2222 m。平面上自东向西砂体厚度逐渐变薄，纵向上地层厚度400～450 m，油层厚度100～150 m，平均油层厚度112 m。

（2）油层属于低孔低渗储层，均质性较好。岩心常规分析有效孔隙度平均值13.7%，有效渗透率平均值为21.9×10－3μm2。测井资料分析有效孔隙度11.2%，渗透率38.2×10－3μm2。油层物性较差，但均质性较好。

（3）储层强亲水，中等－弱敏感性。储层润湿性分析相对水湿最大99.8%，最小82.3%，为强亲水型。水敏属于中等偏强，速敏属于弱速敏，盐敏的临界盐度在5000 mg／L以下，储层润湿性、敏感性适于注水开发［4］。

（4）储量丰度高，水驱可采储量大，物质基础好。油藏储量丰度高，水驱油效率高，室内水驱模型的平均最终驱油效率47.6%。

（5）原油性质好。地层条件下原油粘度小于0.5 mPa·s，50℃地面原油粘度在13.97～37.22 mPa·s之间，油水粘度比低，适合常规注水开发。

2 注水开发主要动态特征

2.1 油藏压力变化特征

区块原始地层压力为20.31 MPa，饱和压力为17.3 MPa，原始气油比为114 m3／t。转注前日产气量高达8.9×104m3，气油比高达156 m3／t，说明当时地层压力下降至饱和压力之下。2004年注水以来，随着能量的不断补充，产气量逐步下降，目前日产气仅0.8×104m3（目前区块溶解气可采储量采出程度38%），气油比36 m3／t，远低于原始值，说明脱气现象得到遏制，目前亏空为－7.49×104m3，油井动液面回升。分析认为平均油藏压力回升至饱和压力之上。目前区块下层系平均地层压力约20 MPa，上层系平均地层压力约16.5 MPa。

2.2 油藏产水动态特征

雷64块基本上没有无水期，投产初期含水一般3%～5%之间，低含水采油期累采油68.5×104t，采出程度9.7%，目前区块综合含水50%，处于中含水期。从40口油井含水分类统计表明雷64块大多数油井处于低含水阶段，油藏含水主要是少数井高含水造成的。

2.3 油藏产油动态特征

开发以来，经历了产量上升、产量递减两个阶段，开发初期，随着投产井数的增加，月产油量不断上升。注水开发后，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开发的方式不能有效补充上部油层的地层能量，油藏月产油量不断递减。

2.4 油藏注水动态特征

由于区块“注水与产能建设同步”，至2005年注采井网基本形成。2006年以前月注采比呈逐步提升趋势，2006年后月注水量相对稳定，月注采比大于1，2010年7月后累注采比大于1。

3 注水开发效果评价

3.1 储量动用状况评价

3.1.1 水驱储量控制程度［5］

用概算法估算水驱储量控制程度，表达式：

式中：ε——采注井数比，小数；φ——单井系统单井控制面积与井距平方间的换算关系（四点井网时φ＝0.866，五点与九点时φ＝1）；D——井距，m；Ai——各油砂体面积，km2；Mi——各油砂体水驱储量控制程度，小数；Ni——各油砂体地质储量，t；M——开发单元水驱储量控制程度，小数。

雷64块以Ⅵ、Ⅶ两个砂体为考察对象，其中Ⅶ砂体为巨厚块状油藏，纵向上按厚度大致分为三套进行估算，目前的井网对储量的控制程度很高（99%，见表1），这也是雷64块水驱开发效果较好的原因之一。

3.1.2 水驱储量动用程度

用丙型水驱特征曲线计算水驱储量动用程度［6］，表达式为：

表1 雷64块分砂体水驱储量控制程度（估算）

式中：Lp——累积产液量，104t；Np——累积 产油量，104t；Nom——水驱控制储量，104t；N——地质储量，104t；Rgm——由油藏地质特征参数评价出的最终采出程度；Rom——储量动用程度。根据区块生产数据作出的丙型水驱特征曲线及参数，代入上式得水驱控制储量555.6×104t，对于总的地质储量706.4×104t，水驱动用程度78.6%。说明目前的注水开发井网对储量的动用程度较高，但仍有潜力。

3.1.3 水驱波及体积系数

用注入水在地下的存水量与地下可动原油体积的比值作为注入水波及体积系数，这里用经验公式法计算：

式中：Wi——累积注水量，104m3；Wp——累积产水量，104m3；Ao——含油面积，km2；h——有效厚度，m；Soi——原始含油饱和度，%；Sor——残余油饱和度，%。根据上式得到区块波及体积系数为0.36。

3.2 注水有效性分析

3.2.1 存水率评价［7］

用经验公式确定存水率标准曲线，与实际曲线进行对比。存水率与采出程度之间的关系：

式中：R——采出程度，小数；Rm——标定采收率，小数；Es——累积存水率，小数；As、Ds——与油水比粘度有关的经验常数，小数。通过以上关系式绘制标准曲线，与雷64实际存水率曲线对比，存水率值高于理论值，表明注水利用率高，水驱效果较好。

3.2.2 耗水量评价

耗水量与油水粘度比有如下统计关系：

3.2.3 含水（上升）率评价

用相对渗透率绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线［7］，与油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线进行比较。实际含水值在理论值以内，表明断块含水上升合理，但综合含水大于40%以后含水上升速度趋快，含水0～40%期间断块的综合含水上升率基本低于标准曲线，含水上升较为合理。

3.2.4 自然递减率评价［8］

区块自然递减率在理论值上方，分析认为由于采油速度较高，剩余可采储量采油速度一般控制在8%～11%，实际14%～17%，造成自然递减率较快。

3.3 水驱采收率分析

3.3.1 经验公式法［9－10］

全国储委油气专委1985年利用200个水驱砂岩油藏资料统计的经验公式：

式中：k——平均渗透率，10－3μm2；μo——地层原油粘度，mPa·s。计算雷64块水驱采收率为39.3%。

3.3.2 童宪章图版法

根据童宪章对水驱油藏含水、采出程度和最终采收率的统计，有如下关系：

式中：fw——综合含水，f；R——采出程度，f；ER——最终采收率，f。

由上式可绘制一组不同采收率对应的相应曲线，将雷64块实际数据绘制在图版上，可预测该块水驱采收率为42%。

3.3.3 水驱特征曲线法

马克西莫夫－童宪章水驱曲线法表达式为：

雷64块水驱曲线出现了多个直线段，选取后期相对稳定条件下出现的直线段作为预测应用段，回归后计算雷64块水驱采收率为40.4%。

综合以上三种方法对雷64块水驱采收率进行了预测，结果为41%。

4 合理补充能量方式探讨

（1）雷64块油层具有储层均质性较好，强亲水、中等－弱敏感性，粘土含量低（平均4.0%），伊蒙混层含量低（占粘土矿物的27.2%），水驱油效率高，润湿性好，油水粘度比低等特征，适合注水开发。

（2）从开发效果评价上看，雷64块注水开发以来储量动用状况好，油井全面受效，区块采油速度高，含水上升合理，预测最终采收率高，取得了较好的效果。

（3）以底部注水为主，有利于减弱油水窜流和剩余油零散分布，但对于巨厚油藏，存在上部油层见效滞后而产生的地层压力下降、油层脱气等问题，因此后期在隔夹层发育区域辅助开展层内注水［10］并取得了一定的成效。

（4）雷64块2011年8月以后含水上升趋势加快、自然递减率加大，认为与采油速度高有关。高的采油速度下，为保持注采平衡，加大注入量，造成水井单层注水强度大，势必造成少数油井窜流，影响区块自然递减率及含水上升率。

（5）适时采取其它辅助补充能量方式如人工气顶驱等，对有效补充上部地层能量，缓解注水井负重过大，缓和下层系注入和产出之间的矛盾等将起到积极的作用，有利于区块的长期稳定高效开发。

［1］许宁.巨厚块状砂砾岩底水油藏合理注采井网研究［J］.特种油气藏，2004，11（6）：52－53.

［2］李晓林.深层巨厚块状低渗透油藏注水开发技术与实践［J］.特种油气藏，2006，13（增）：102－103.

［3］曹敬涛.高升油田雷64块莲花油层沉积特征研究［J］.石油天然气学报，2008，30（2）：450－452.

［4］裘怿楠，刘雨芬.低渗透砂岩油藏开发模式［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［5］朱维耀，孙玉凯，王世虎，等.特低渗透油藏有效开发渗流理论和方法［M］.北京：石油工业出版社，1998：170－190.

［6］童宪章.油井产状和油藏动态分析［M］.北京：石油工业出版社，1984：44－187.

［7］张锐.油田注水开发效果评价方法［J］.北京：石油工业出版社，2010：30－45.

［8］李传亮.油藏工程原理［M］.北京：石油工业出版社，2008：278－290.

［9］国家发展和改革委员会.石油可采储量计算方法［S］.北京：石油工业出版社，1997：13－14.

［10］许宁，张方礼，王占红.巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究［J］.断块油气田，2004，11（4）：30－32.