月海油田海南8块注水可行性分析

2014-12-11姜科中油辽河油田公司辽宁盘锦124010

化工管理 2014年24期

姜科(中油辽河油田公司辽宁盘锦 124010)

前言

海南8块位于辽宁省大洼县西南,海外河油田南部的滩海海域，以人工岛的方式进行生产，依靠天然能量开采。由于地层能量得不到补充，区块递减大，投产后第二年就达到18.8%，2009年通过综合治理，综合递减有所减小，但仍高达22.3%，自然递减更是高达51.2%。且采出程度仅10.0%，为了减缓区块递减，提高油藏最终采收率，有必要对该块进行注水可行性分析。

一、地质概况

1.构造

海南月东披覆构造带东营组地层是在基岩背景下，受主干断裂控制和晚期走滑运动的共同作用下，形成了不同类型，不同期次岩性-构造圈闭。海南8块处于该构造带上台阶，是沙河街组一段、东营组三、二段地层向月东潜山逐层超覆而形成的岩性-构造圈闭，具有一定的潜山隆起背景。

2.储层

储层以细砂岩、粉砂岩为主，胶结类型以孔隙型为主，胶结物以方解石为主，岩石颗粒分选中等，分选系数1.4，粒度中值0.14mm。孔隙度18.3%，渗透率18.1×10-3μ m2。

3.油藏类型

海南8块油、气、水分布受岩性和构造双重控制，油藏类型为岩性构造油气藏，不具有统一的油水界面。

4.流体性质

海南8块东三段地面原油密度0.8611g/cm3(20℃)，粘度5.32mPa·s(50℃)，凝固点13℃，含蜡量6.19%，胶质+沥青质含量15.54%。

天然气多为溶解气，甲烷含量85.058%，相对密度0.669。

地层水平均总矿化度4290.2mg/L，水性属NaHCO3型。

5.温压系统

海南8块实测地层压力21.9MPa，油层中部垂直深度为2231.2m，地层温度87.8℃，温度梯度3.93℃/100m，压力系数为0.98，属于正常压力及温度系统。

6.地质储量

海南8块含油面积1.22km2，石油地质储量51.78×104t。

7.开发现状

海南8块投产于2006年9月，截止2010年12月，海南8块共有油气井9口，开井5口，日产液72t/d，日产油26t/d，日产气3.0×104m3/d，综合含水63.9%，采油速度1.83%，累产油5.2×104t，累产气5430.8×104m3，累产水3.6×104t，采出程度10.0%。

二、注水开发的可行性分析

1.室内水驱油效率试验的变化特点

海南8块未进行实验，借用类似区块海南1井室内实验数据进行分析，体现出不同注入倍数下的驱油效率特点：当注入0.5倍孔隙体积水时的平均驱油效率为34.0%，占平均最终驱油效率的77.27%；当注入1.5倍孔隙体积水时的平均驱油效率为38.0%，增加了4.0%，占平均最终驱油效率的9.09%；当注入倍数增加至2.8倍孔隙体积水时的平均驱油效率为40.0%，增加了2.0%，占平均最终驱油效率的4.55%；当注入倍数增加至17.2倍孔隙体积水时，达到最终驱油效率，为44.0%。以上数据表明，随着注入倍数的增大，驱油效率提高，但提高幅度逐渐减小，尤其是达到17.2倍孔隙体积时，平均驱油效率已达到最终驱油效率。

2.储层特征适于注水开发

（1）水敏性

根据海南8井储层水敏性实验分析结果表明，海南8块E3d3储层水敏程度为弱水敏。阳离子交换容量分布2.46 mmo l/100 g之间，岩石粘土膨胀率分布2.55%，适于注水开发[1]。

（2）盐敏性

根据海南8井的岩心样品分析化验结果，海南8块E3d3储层临界盐度为5000 mg/L，当注入水的盐度低于5000 mg/L时，将产生盐敏（图3）。因次控制注入水的盐度高于临界盐度，以减少盐敏损害程度。

（3）膨胀性

海南8井岩心样品的岩石粘土膨胀率为0.66%（表2），具有一定的膨胀性。