姜科(中油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010)

前言

海南8塊位于遼寧省大洼縣西南,海外河油田南部的灘海海域，以人工島的方式進行生產(chǎn)，依靠天然能量開采。由于地層能量得不到補充，區(qū)塊遞減大，投產(chǎn)后第二年就達到18.8%，2009年通過綜合治理，綜合遞減有所減小，但仍高達22.3%，自然遞減更是高達51.2%。且采出程度僅10.0%，為了減緩區(qū)塊遞減，提高油藏最終采收率，有必要對該塊進行注水可行性分析。

一、地質(zhì)概況

1.構(gòu)造

海南月東披覆構(gòu)造帶東營組地層是在基巖背景下，受主干斷裂控制和晚期走滑運動的共同作用下，形成了不同類型，不同期次巖性-構(gòu)造圈閉。海南8塊處于該構(gòu)造帶上臺階，是沙河街組一段、東營組三、二段地層向月東潛山逐層超覆而形成的巖性-構(gòu)造圈閉，具有一定的潛山隆起背景。

2.儲層

儲層以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，膠結(jié)類型以孔隙型為主，膠結(jié)物以方解石為主，巖石顆粒分選中等，分選系數(shù)1.4，粒度中值0.14mm?？紫抖?8.3%，滲透率18.1×10-3μ m2。

3.油藏類型

海南8塊油、氣、水分布受巖性和構(gòu)造雙重控制，油藏類型為巖性構(gòu)造油氣藏，不具有統(tǒng)一的油水界面。

4.流體性質(zhì)

海南8塊東三段地面原油密度0.8611g/cm3(20℃)，粘度5.32mPa·s(50℃)，凝固點13℃，含蠟量6.19%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量15.54%。

天然氣多為溶解氣，甲烷含量85.058%，相對密度0.669。

地層水平均總礦化度4290.2mg/L，水性屬NaHCO3型。

5.溫壓系統(tǒng)

海南8塊實測地層壓力21.9MPa，油層中部垂直深度為2231.2m，地層溫度87.8℃，溫度梯度3.93℃/100m，壓力系數(shù)為0.98，屬于正常壓力及溫度系統(tǒng)。

6.地質(zhì)儲量

海南8塊含油面積1.22km2，石油地質(zhì)儲量51.78×104t。

7.開發(fā)現(xiàn)狀

海南8塊投產(chǎn)于2006年9月，截止2010年12月，海南8塊共有油氣井9口，開井5口，日產(chǎn)液72t/d，日產(chǎn)油26t/d，日產(chǎn)氣3.0×104m3/d，綜合含水63.9%，采油速度1.83%，累產(chǎn)油5.2×104t，累產(chǎn)氣5430.8×104m3，累產(chǎn)水3.6×104t，采出程度10.0%。

二、注水開發(fā)的可行性分析

1.室內(nèi)水驅(qū)油效率試驗的變化特點

海南8塊未進行實驗，借用類似區(qū)塊海南1井室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)進行分析，體現(xiàn)出不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率特點：當(dāng)注入0.5倍孔隙體積水時的平均驅(qū)油效率為34.0%，占平均最終驅(qū)油效率的77.27%；當(dāng)注入1.5倍孔隙體積水時的平均驅(qū)油效率為38.0%，增加了4.0%，占平均最終驅(qū)油效率的9.09%；當(dāng)注入倍數(shù)增加至2.8倍孔隙體積水時的平均驅(qū)油效率為40.0%，增加了2.0%，占平均最終驅(qū)油效率的4.55%；當(dāng)注入倍數(shù)增加至17.2倍孔隙體積水時，達到最終驅(qū)油效率，為44.0%。以上數(shù)據(jù)表明，隨著注入倍數(shù)的增大，驅(qū)油效率提高，但提高幅度逐漸減小，尤其是達到17.2倍孔隙體積時，平均驅(qū)油效率已達到最終驅(qū)油效率。

2.儲層特征適于注水開發(fā)

（1）水敏性

根據(jù)海南8井儲層水敏性實驗分析結(jié)果表明，海南8塊E3d3儲層水敏程度為弱水敏。陽離子交換容量分布2.46 mmo l/100 g之間，巖石粘土膨脹率分布2.55%，適于注水開發(fā)[1]。

（2）鹽敏性

根據(jù)海南8井的巖心樣品分析化驗結(jié)果，海南8塊E3d3儲層臨界鹽度為5000 mg/L，當(dāng)注入水的鹽度低于5000 mg/L時，將產(chǎn)生鹽敏（圖3）。因次控制注入水的鹽度高于臨界鹽度，以減少鹽敏損害程度。

（3）膨脹性

海南8井巖心樣品的巖石粘土膨脹率為0.66%（表2），具有一定的膨脹性。

圖3 海南8塊巖敏性評價曲線

表2 海南8井巖石粘土膨脹率數(shù)據(jù)表

3.原油性質(zhì)適于注水開發(fā)

海南8塊東三段地面原油密度0.8611g/c m3(20℃)，50℃粘度5.32 mPa·s，凝固點13℃，含蠟量6.19%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量15.54%，原油粘度低有利于注水開發(fā)[2]。

4.類似區(qū)塊注水開發(fā)取得較好效果

與海南8塊地質(zhì)特征相似的月海油田的另一區(qū)塊海南3塊，于2001年進行注水開發(fā)，目前已見到較好效果，日增油93.6 t，自然遞減率由29.7%下降到15.9%，下降了13.8%，含水上升率由4.1%下降到1.6%，預(yù)計提高采收率10%以上。

三、注采井網(wǎng)及采收率預(yù)測

1.注采井網(wǎng)的選擇

目前海南8-13-17井關(guān)井，該井處于構(gòu)造低部位，將其轉(zhuǎn)為注水井，實施不規(guī)則面積注水[3]。根據(jù)油層發(fā)育特點和連通狀況，確定主力油層?xùn)|三段Ⅰ油組為目的層。

2.采收率預(yù)測

利用幾種預(yù)測水驅(qū)砂巖油田采收率經(jīng)驗公式[4]，預(yù)測海南8塊注水開發(fā)最終采收率平均為25.2%，比天然能量開發(fā)采收率13.5%提高11.7個百分點.

結(jié)論與建議

1.海南8塊遞減大，采出程度低，通過注水開發(fā)可以減緩區(qū)塊遞減，提高儲量動用程度。

2.注水開發(fā)可以提高采收率11.7%，取得較好的經(jīng)濟效益。

3.控制注入水的鹽度高于臨界鹽度，以減少鹽敏損害程度。

[1]姜繼水，等編．提高石油采收率技術(shù)．北京：石油工業(yè)出版社，2007年3月第2版，12.

[2][美]F·F·克雷格．油田注水開發(fā)工程方法．北京：石油工業(yè)出版社，1981年3月第1版，65.

[3][蘇]P·T·法茲雷耶夫．油田面積注水．北京：石油工業(yè)出版社，1989年3月第1版，51～86.

[4]俞啟泰，等編．石油可采儲量計算方法．國家石油和化學(xué)工業(yè)局，1999年3月，2.