华北油田复杂断块油藏高含水期水驱技术改进方法

2019-08-19王丽霞

石油知识 2019年4期

王丽霞

（华北油田公司第三采油厂地质研究所河北河间 062450）

1 华北油田复杂断块油藏水驱开发现状

近年来，华北油田主要开发复杂断块油藏，目前普遍进入了开发后期阶段，含水率较高且油水关系复杂，水驱开发效果日益降低。主要存在的问题包括：油田开发注采比低、注采不平衡。注采比普遍小于0.9，油藏压力难以保持，平均小于70%，提液稳产的要求难以得到满足；注采井数比不合理，井网不完善，导致水驱控制程度低；油藏剖面动用状况极不均衡，油层动用程度低；存水率偏低，注水利用率低，存在较多无效注水和产液现象。

2 水驱采收率影响因素分析

2.1 长期水驱后储层物理特征变化规律

对研究区8组12块平行样品水驱前后的铸体薄片进行观察，水驱以后岩石颗粒表面变得清洁，粒间胶结物含量相对减少，绝大部分孔隙直径相对变粗，且改善了孔隙网络体系的连通状况，提高了流体的渗流能力。

马60井岩样水驱15倍孔隙体积后进行测定，岩样孔隙度在水驱前后分别为27.2%和27.8%，而水驱后的A段和B段的孔隙度分别为27.1%和26.8%。孔隙度在水驱前后几乎无变化。

留70-39井9块岩样不同倍数水驱后进行测定，所有岩样水驱后渗透率均有明显增大趋势，且增大幅度随水驱倍数的升高而加大。同时，也反映出水驱倍数相同的条件下，高渗透性储层渗透率变化幅度大。岩样渗透率大于300mD，水驱15pv后，渗透率增加37.7%。楚29和宁11断块长期水驱后渗透率分别提高16.9%和17.2%。

选取10组29块平行样品分别进行不同水驱倍数下岩样的敏感性测定。由于驱替流体是地层水，各组岩样随水驱程度的增加，盐敏性和水敏性变化不大，但速敏性则随着驱替倍数增加，敏感性显著降低。

通过研究留70、楚29和宁11断块各类储层水驱后润湿性的变化，水湿指数分别由0.19，0.17，0.18，0.21上升到0.28，0.31，0.42和0.29，说明长期水驱后亲水性增强。

2.2 水驱采收率与储层特征和注采方式的关系

室内模拟试验发现：水驱采收率与注入倍数成正比，采收率随注入倍数的增大而提高，注入倍数为0～0.5时，采收率增值幅度较大，说明注入倍数的变化对水驱采收率影响程度大，注入倍数超过1.0后，采收率的增值幅度明显减小。目前大部分油藏的注入倍数小于1.0，应加强注水提高水驱效果。

在多层开采笼统注水条件下，水驱采收率与渗透率的值成正比、与渗透率的级差成反比，尤其是对于中低渗的油藏指标更为敏感。以留70-39井样品为例，多层开发时，油井的单层驱油效率除了受各层流体性质的影响外，更主要的是受层间渗透率相对级差及渗透率大小的影响。渗透率相对级差越大，高渗岩样驱油效率越高，而低渗岩样驱油效率则越低。

3 开发技术政策优化

3.1 层系优化

华北复杂断块砂岩油藏的油层分布有两个特点：一是纵向发育多套含油层系，且大部分区块油层分布不集中。统计表明，华北已开发砂岩油藏含油井段一般分布在300～800m，平均在200m左右。二是多数区块油层富集程度不高。一般单井油层厚度在3.5～49.4m，平均16.2m，单井控制储量在1.3～19.4×104t，平均7.5×104t。

3.2 井网优化

华北复杂断块油藏目前井网已经很密集（一般井距200～250m，少数区块井距300m），无法进行大规模钻井调整，油藏调整应以局部完善为主。

各类油藏目前的注采井数比均与合理注采井数比有一定差距，注采井网均需进一步完善，其中以复杂断块油藏差距最大。统计了不同含水注水油藏合理注采井数比计算结果（表1），可知中高含水阶段开发油藏差别较大。因此，中高含水复杂断块油藏应该重点完善注采井网。

表1 不同含水注水油藏合理注采井数比计算结果

通过多种方法对计算结果进行对比与优选，计算各类油藏在合理井网密度下的采收率及其可采储量增加情况。结果表明：在油价较高的条件下，各类油藏均有一定的调整余地，通过调整其采收率提高幅度在3%～6.5%，可采储量增值可以达到近3000×104t，调整工作量以局部加密和注采完善为主。

本次完成了华北油田已开发油田压力保持水平的评价。冀中已开发砂岩油藏，由于多种因素的影响，目前大部分压力水平低；留70断块、河间东营、楚28、宁11、强2等主力油藏，压力水平较合理值低10%～15%，仍需加强油藏有效注水，优化注采井网。留17、路44、西37的压力水平较低，除高30砂岩压力水平偏高外，大部分油藏的压力水平都在合理范围。建议压力水平比较低的油藏增加注水井点，加强注水逐步恢复地层压力；压力水平高的油藏，则需合理控制注采比，并且降低含水上升速度。