王麗霞

（華北油田公司第三采油廠地質研究所 河北河間 062450）

1 華北油田復雜斷塊油藏水驅開發(fā)現(xiàn)狀

近年來，華北油田主要開發(fā)復雜斷塊油藏，目前普遍進入了開發(fā)后期階段，含水率較高且油水關系復雜，水驅開發(fā)效果日益降低。主要存在的問題包括：油田開發(fā)注采比低、注采不平衡。注采比普遍小于0.9，油藏壓力難以保持，平均小于70%，提液穩(wěn)產的要求難以得到滿足；注采井數(shù)比不合理，井網(wǎng)不完善，導致水驅控制程度低；油藏剖面動用狀況極不均衡，油層動用程度低；存水率偏低，注水利用率低，存在較多無效注水和產液現(xiàn)象。

2 水驅采收率影響因素分析

2.1 長期水驅后儲層物理特征變化規(guī)律

對研究區(qū)8組12塊平行樣品水驅前后的鑄體薄片進行觀察，水驅以后巖石顆粒表面變得清潔，粒間膠結物含量相對減少，絕大部分孔隙直徑相對變粗，且改善了孔隙網(wǎng)絡體系的連通狀況，提高了流體的滲流能力。

馬60井巖樣水驅15倍孔隙體積后進行測定，巖樣孔隙度在水驅前后分別為27.2%和27.8%，而水驅后的A段和B段的孔隙度分別為27.1%和26.8%。孔隙度在水驅前后幾乎無變化。

留70-39井9塊巖樣不同倍數(shù)水驅后進行測定，所有巖樣水驅后滲透率均有明顯增大趨勢，且增大幅度隨水驅倍數(shù)的升高而加大。同時，也反映出水驅倍數(shù)相同的條件下，高滲透性儲層滲透率變化幅度大。巖樣滲透率大于300mD，水驅15pv后，滲透率增加37.7%。楚29和寧11斷塊長期水驅后滲透率分別提高16.9%和17.2%。

選取10組29塊平行樣品分別進行不同水驅倍數(shù)下巖樣的敏感性測定。由于驅替流體是地層水，各組巖樣隨水驅程度的增加，鹽敏性和水敏性變化不大，但速敏性則隨著驅替倍數(shù)增加，敏感性顯著降低。

通過研究留70、楚29和寧11斷塊各類儲層水驅后潤濕性的變化，水濕指數(shù)分別由0.19，0.17，0.18，0.21上升到0.28，0.31，0.42和0.29，說明長期水驅后親水性增強。

2.2 水驅采收率與儲層特征和注采方式的關系

室內模擬試驗發(fā)現(xiàn)：水驅采收率與注入倍數(shù)成正比，采收率隨注入倍數(shù)的增大而提高，注入倍數(shù)為0～0.5時，采收率增值幅度較大，說明注入倍數(shù)的變化對水驅采收率影響程度大，注入倍數(shù)超過1.0后，采收率的增值幅度明顯減小。目前大部分油藏的注入倍數(shù)小于1.0，應加強注水提高水驅效果。

在多層開采籠統(tǒng)注水條件下，水驅采收率與滲透率的值成正比、與滲透率的級差成反比，尤其是對于中低滲的油藏指標更為敏感。以留70-39井樣品為例，多層開發(fā)時，油井的單層驅油效率除了受各層流體性質的影響外，更主要的是受層間滲透率相對級差及滲透率大小的影響。滲透率相對級差越大，高滲巖樣驅油效率越高，而低滲巖樣驅油效率則越低。

3 開發(fā)技術政策優(yōu)化

3.1 層系優(yōu)化

華北復雜斷塊砂巖油藏的油層分布有兩個特點：一是縱向發(fā)育多套含油層系，且大部分區(qū)塊油層分布不集中。統(tǒng)計表明，華北已開發(fā)砂巖油藏含油井段一般分布在300～800m，平均在200m左右。二是多數(shù)區(qū)塊油層富集程度不高。一般單井油層厚度在3.5～49.4m，平均16.2m，單井控制儲量在1.3～19.4×104t，平均7.5×104t。

3.2 井網(wǎng)優(yōu)化

華北復雜斷塊油藏目前井網(wǎng)已經(jīng)很密集（一般井距200～250m，少數(shù)區(qū)塊井距300m），無法進行大規(guī)模鉆井調整，油藏調整應以局部完善為主。

各類油藏目前的注采井數(shù)比均與合理注采井數(shù)比有一定差距，注采井網(wǎng)均需進一步完善，其中以復雜斷塊油藏差距最大。統(tǒng)計了不同含水注水油藏合理注采井數(shù)比計算結果（表1），可知中高含水階段開發(fā)油藏差別較大。因此，中高含水復雜斷塊油藏應該重點完善注采井網(wǎng)。

表1 不同含水注水油藏合理注采井數(shù)比計算結果

通過多種方法對計算結果進行對比與優(yōu)選，計算各類油藏在合理井網(wǎng)密度下的采收率及其可采儲量增加情況。結果表明：在油價較高的條件下，各類油藏均有一定的調整余地，通過調整其采收率提高幅度在3%～6.5%，可采儲量增值可以達到近3000×104t，調整工作量以局部加密和注采完善為主。

本次完成了華北油田已開發(fā)油田壓力保持水平的評價。冀中已開發(fā)砂巖油藏，由于多種因素的影響，目前大部分壓力水平低；留70斷塊、河間東營、楚28、寧11、強2等主力油藏，壓力水平較合理值低10%～15%，仍需加強油藏有效注水，優(yōu)化注采井網(wǎng)。留17、路44、西37的壓力水平較低，除高30砂巖壓力水平偏高外，大部分油藏的壓力水平都在合理范圍。建議壓力水平比較低的油藏增加注水井點，加強注水逐步恢復地層壓力；壓力水平高的油藏，則需合理控制注采比，并且降低含水上升速度。

4 結 論

（1）華北油田復雜斷塊油藏長期水驅后，儲層的孔隙度、滲透率、孔隙結構、敏感性以及油層潤濕性等都有不同程度的變化；注入倍數(shù)、沉積韻律、滲透率值以及滲透率級差與水驅采收率具有較好的關系。

（2）復雜斷塊油藏具有細分開發(fā)層系的物質條件，最適合采用三角形井網(wǎng)進行開發(fā)，中高含水復雜斷塊油藏應該重點完善注采井網(wǎng)。局部加密和注采完善是當前應該采取的主要措施。