特低渗油藏采收率构成要素的量化评价新方法

李书静，黄战卫 （中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安716009）

王勇 （中石油长庆油田分公司中部气田开发指挥部，陕西 延安716009）

安塞油田经过近30年的开发已进入中高含水期，截至2013年5月采出程度仅9.0%。现阶段对其采收率及其构成要素进行量化评价，对于进一步提高油田最终采收率，具有重要的现实意义。

1 特低渗油藏采收率及构成要素量化评价的难点

俞启泰结合我国25个有代表性的水驱砂岩油田的回归统计，给出了含水率为0.98时的驱油效率和水驱过程中的体积波及因数[1]。就注水纯砂岩而言，平均采收率0.355[2]，最大体积波及因数介于0.558～0.708。此后，极限含水率0.98就成为油藏工程、数值模拟和试验室内的最终取值，如陈元千等提出 “预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法[3]”，极限含水率取值为0.98。对于安塞油田特低渗油藏而言，由于在开发过程中采用滚动建产模式，油井投产时间不一，受井网、注采政策及裂缝等多因素影响，部分油井随着开发时间的延长关井时间不一，这一极限含水率的取值在理论计算油田最终采收率及其构成要素量化方面存在很大的误差。如安塞油田王窑老区，该区域1989年规模注水开发，此后通过滚动建产等，动用地质储量已增至1亿多吨，但随着开发时间的延长，水淹地下关井 （简称地关井）逐年增多。

以最早开发的王窑区中西部油井为例，1984～1993年连片投产344口油井，截至2013年5月已地关井156口，在生产油井188口，阶段综合含水率0.691已不能反映区块的实际开发状况。……