提高水驱采收率对策研究

【摘要】现代油藏工程技术的发展趋势是最大限度地提高油藏的最终采收率。从1990年海1块转注水开发时起，便注重分析研究影响其注水开发采收率的因素，并采取相应的措施，取得了以大于1.5%的采油速度高速、高效开发15年，标定采收率由原开发方案的23.5%提高到目前41.7%的效果。本文在前人工作的基础上，总结分析了影响海1块注水开发采收率的因素，对海1块及类似油田在“双高”期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义。

【关键词】采收率 影响因素 常规稠油非均质油藏 注水开发

1 油藏概况

1.1 地质特征

海1块位于大洼断层的上升盘，含油面积5.9Km2，石油地质储量1227×104t，主要油层组为d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ，发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。储层平均孔隙度29.1%，平均空气渗透率633×10-3μm2；各油层组连通系数分别为87.2%、75.4%、49.7%和46.6%；变异系数级差最大1340倍，最小12.5倍；原始地层压力18.5Mpa，饱和压力16Mpa，计算油层破裂压力37Mpa；50℃原油粘度为496m Pa.s。

1.2 开发简况

海1块自投入开发以来，经历了天然能量开发、早期边部温和注水开发和全面注水开发等三个阶段。其天然能量及开发早期边部温和注水采收率分别为2.5%和9.73%。截至2005年12月，海1块共有油井105口，开井101口，平均单井日产油4.6t，日产液29.7t，综合含水84.5%，累采油382.9×104t，采油速度1.4%，采出程度31.2%；共有注水井41口，开井35口，平均单井日注水38m3，累注水823.1×104m3，累注采比0.64。

2 影响波及系数的因素

2.1 地层的非均质性对波及系数的影响

由于水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相在平面上相间分布，因各微相物性的差异，使海1块平面上有较强非均质性，注入水平面舌进，造成个别油井过早水淹，降低面积波及系数。由于各油层组间渗透率级差在1.9～8.8之间，非均质系数在1.2～2.06之间；各油层组内部渗透率级差在2～400之间不等，非均质系数在1.6～3.7之间，使海1块层间、层内均有较强非均质性，注入水沿高渗透层或高渗透带，单层突进或层内指进，降低注入水波及厚度，从而降低纵向波及系数。

2.2 流度比对波及系数的影响

图1为五点法井网流度比与波及面积的关系。从图中可以看出，当M=1时，油水前缘推进均匀，面积波及系数可达60%；当M1时，油水前缘不规则，出现粘性指进，注入水面积波及系数大大降低，当M=71.5时，面积波及系数只有20%；故把M≤1时称为有利流度比。

式中：X为指进长度，m；t为时间，s；k为试验模型渗透率，μm2；P为注水压差，MPa；

M―流度比，f；φD为试验模型孔隙度，f；μW为水的粘度，mPa・s；L为试验模型长度，m；X为油水前缘推进距离，m。

从指进长度计算公式中可以看出，当M>1时，P越大，指进长度随时间呈指数增长的幅度也越大。因此，注水压差越大，粘性指进越明显。

3 提高水驱采收率对策

3.1 保持地层压力开发，促使地层原油粘度小幅度增加

海1块1989年7月投入开发，1990年6月试注，由于采取了早期注水、适时增加注水的措施，确保了地层压力始终保持在饱和压力以上开发。2006年对海12-K23等三口更新井实施RFT测井，其中有75.6%的实测点压力系数保持的0.85以上，14.2%的实测点压力系数维持在0.75～0.85之间，只有10.2%的实测点压力系数低于0.75。统计50℃原油粘度，由原始的496mPa.s，仅提高到目前的612m Pa.s，增加幅度较小。

3.2 油水井分注分采，提高纵向波及系数

针对地层的非均质性对波及系数的影响，对海1块实施油井细分层系开采及水井细分层系注水、化学调剖等一系列注采结构调整措施，注水开发纵向波及系数，由1995年全面注水开发前的43.3%，预计可提高到极限含水时的83.2%。

3.3 完善注采井网，提高面积波及系数

针对井网对面积波及系数的影响，在精细油藏描述的基础上，通过部署高效调整井及油井转注水的方法，在海1块300m井距三角形井网的基础上，采取分阶段向七点法注水井网逐步过渡的措施来完善注水井网。注采井数比由1995年全面注水开发前的1∶4提高到目前的1∶2.42。

3.4 选择合理的注水压差，抑制注入水微观粘性指进及平面舌进、单层突进

针对注水压差对波及系数的影响，本着油井保持在饱和压力以上开采，注水井井底压力保持在油层破裂压力以下注水的原则，海1块的注水强度选择为不大于4.95 m3/（m・d），注水压差选择为不大于7Mpa。3.5 LPS深部调驱试验，降低流度比

为降低流度比，提高驱油效率及面积波及系数，2001年开始在海23等3个井组试验LPS调驱技术，试验结果：油水粘度比由116下降到83，在极限含水时，预计试验井组的水驱油效率由49.6%提高到52.7%；面积波及系数由76.2%提高到89.3%。

4 结论与建议

（1）海1块为常规稠油注水开发油藏，影响驱油效率的主要因素包括原油粘度和毛管数等；影响波及系数的主要因素包括地层的非均质性、流度比、注水井网和注水压差等。

（2）在海1块18年的注水开发过程中，充分考虑各因素的影响，并采取了相应的措施，标定采收率由原开发方案的23.5%提高到目前的41.7%。

（3）为持续、高效开发海1块，建议在水淹区进行“化学驱”、 “聚合物驱”试验，为进一步提高海1块采收率探索新途径。

参考文献

[1] 翟云芳，等.渗流力学[M].北京：石油工业出版社，1999

[2] 张继芬，等.提高采收率基础[M].北京：石油工业出版社，1997

[3] 俞启泰，等.俞启泰油田开发论文集[M].北京：石油工业出版社，1999