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1、提高水驱采收率对策探究【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%的采油速度髙速、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
2、地质储量1227X104t,主要油层组为d2llhd2lV.d3I、d3ll,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633X10-311m2；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°C原油粘度为496mPa.so1.2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
3、注水采收率分别为2.5%和9.73%o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382.9X104t,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823.1X104m3,累注采比0.64o2影响波及系数的因素1.1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。
4、由于各油层组间渗透率级差在1.9〜&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Ml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MW1时称为有利流度比。式中：
5、AX为指进长度，m；t为时间，s；k为试验模型渗透率，um2；AP为注水压差，MPa；M—流度比，f；4>D为试验模型孔隙度，f；nW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，AP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
6、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0.75o统计5CTC原油粘度,由原始的496mPa.s,仅提高到目前的612mPa.s,增加幅度较小。1.2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%o3.3完善注采井网，提高面积波及系数
7、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4.95m3/(m•d),注水压差选择为不大于7Mpa。3.5LPS深部调驱试验，降低流度比为降低
8、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
