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摘 要：通过检查井、测试及动态数据等矿场资料综合研究，分析了该区延长组长6油层平面剖面水淹特征及水驱波及系数，研究了不同裂缝发育情况下面积波及系数与含水率的关系，利用不同方法对比计算了油藏目前的采收率及最终水驱采收率，并提出进一步改善水驱效果，提高水驱波及系数的方向，为特低渗透油藏剩余油挖潜，提高最终采收率提供依据。
主题词：特低渗透 面积波及系数 厚度波及系数 采收率
根据俞启泰等人研究，我国砂岩油藏水驱采收率平均为35.5%，最大波及系数为0.558-0.708，低渗、裂缝性等复杂油藏最终波及系数及采收率更低。本文利用矿场测试及动态资料，分析了微裂缝性特低渗透储层长期注水开发后平面、剖面波及状况，评价水驱效果及最终采收率，为下一步提高采收率指明了方向。
一、油藏地质特征
王窑区开采三叠系延长统长6油层组，为三角洲前缘沉积体系，沉积微相以河口砂坝及水下分流河道为主。砂岩以中细粒长石砂岩为主，孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶孔、微孔等次生孔隙，总面孔率5.82%，孔隙结构类型属于小孔隙、细微喉型。主力油层长611-2层在全区分布稳定，砂体钻遇率在75%以上，油层平均有效厚度13.3m，空气渗透率2.29×10-3um2，有效孔隙度13.5%，平均渗透率级差3.1、突进系数1.36、变异系数0.29，属于中等非均质储层。
二、平面水驱波及特征
水驱波及系数（Ev）是指油层被水驱所波及的体积（面积）与油层总体积（面积）的比值，体积波及系数理论上介于0～1之间，波及系数可分为面积波及系数（Ep）与厚度波及系数（Ez），与体积波及系数三者之间的关系为：
王窑老区检查井资料表明，平面上油层水驱波及不均，主河道砂体展布方向以及裂缝主向水驱动用程度较高，而河道侧翼及裂缝侧向水驱波及程度低，裂缝发育程度很高的部位侧向水驱波及宽度不足80m，水驱前缘呈椭圆状，长轴方向平行于裂缝或砂体展布方向。例如2009年在周围油井平均含水85.5%，可采储量采出程度为77.1%的W16-15井组不同方位钻3口检查井，位于裂缝主向的W检16-151全段水洗程度较高，水洗厚度13.1m，水洗比例79.4%，含油饱和度平均下降6.9%，投产后含水77.9%，而位于侧向97m的W检16-153水洗厚度为3.6m，水洗比例32.3%，剩余油饱和度48.4%，投产后含水37.2%。另外，从水驱前缘测试结果看，在不同渗流区域内具有不同的波及特点，裂缝型渗流区水驱单向突进严重，面积波及系数相对较低，极限含水fw取98%时面积波及系数仅为0.41～0.56，而裂缝-孔隙型渗流区可以达到0.85以上，相同含水率条件下面积波及系数大于裂缝型。
三、剖面水驱波及特征
1.水驱动用状况分析
注水井吸水剖面变化可以反映油层水驱动用状况。王窑区历年141口注水井吸水剖面测试资料反映油层累计射开有效厚度1809.7m，有效吸水厚度1571.9m，水驱动用程度86.9%，水驱动用程度保持在一个较高的水平。从单井分层吸水剖面来看，分层吸水量处于一个动态变化过程，部分注水井在开发初期吸水剖面表现为各砂层相对吸水量差异较大，但随注水开发时间的延长，各砂层间相对吸水量趋于均匀，表现为全部射孔层段均匀吸水，例如W19-29井，该井1992年投注，共射开2段，采取合注注水方式，初期测试发现上部射孔段相对吸水量达89.7%，下部射孔段为10.3%，水驱动用程度差异较大，但跟踪测试发现剖面吸水呈变均匀趋势发展，1993年及1994年上下射孔段相对吸水量分别变化为44.6%、55.4%与51.7%、48.3%。
2.油层水洗状况分析
应用高精度的剩余油测试资料是矿场研究油层纵向水洗程度、判断油层水洗状况的重要方法，安塞油田近年来主要引入过套管电阻率测试及脉冲中子饱和度测井技术，对识别油水分布、判断水淹层起到了较好的作用。对王窑区历年34口剩余油测试结果分析发现该区主力长611-2纵向上水洗整体较为均匀，但统计对比来看薄油层相对厚油层水洗程度高，并且强水洗厚度比例较大。将王窑区油层按厚度分为H<4.0m、4.0m8.0m三类，其中厚度小于4m这类油层累计有效厚度141.8m，水洗厚度114m，水洗比例80.4%，水洗段内强水洗厚度比例20.8%，厚度介于4m-8m这类油层统计累计有效厚度254.9m，水洗厚度198m，水洗厚度比例77.7%，水洗段内强水洗比例19.5%，而有效厚度大于8m这类油层统计累计有效厚度187.4m，水洗厚度140.5m，水洗比例75.0%，水洗段内强水洗厚度比例17.9%。
四、体积波及系数与采收率
利用丙型水驱特征曲线方法可以对水驱体积波及系数进行间接计算，通过推导，含水率取经济极限含水率时，水驱油藏最终水驱体积波及系数可以表示为：
代入王窑区实际开发数据资料回归得到=0.8932，计算得目前开采条件下体积波及系数0.345，极限含水取95%时，最终体积波及系数0.789。
另外根据采收率与体积波及系数关系可知
目前王窑区地质储量采出程度12.5%，当驱油效率取岩心实验分析值0.37-0.41左右（实际值应低于岩心实验分析值），计算得到得目前水驱体积波及系数0.327，这与利用丙型水驱特征曲线计算得结果基本相符。根据（3）式计算目前条件及最终水驱采收率分别为13.1%、29.9%。另外从矿场实际监测及动态数据资料分析，目前条件下面积波及系数在0.5左右，中西部裂缝-孔隙渗流高于裂缝渗流区，其值在0.67左右，厚度波及系数综合考虑水驱动用程度及油层水洗状况，目前为0.78左右，根据式（1）求得体积波及系数0.391，裂缝-孔隙渗流区为0.523，极限含水取95%时最终面积波及系数在0.9左右，厚度波及系数取0.82，计算最终体积波及系数0.738，最终水驱采收率30.9%，这也与丙型水驱特征曲线法给出结果相符，这表明利用油藏工程方法和矿场监测数据统计方法及实验条件给出得结果基本一致，计算得结果较为可靠。
五、结论及建议
通过上述分析表明王窑区目前影响油藏采收率低的主要因素是水驱面积波及系数低，而裂缝发育是导致面积波及系数低最直接原因，但纵向上主力油层水驱动用状况相对较好，水洗较均匀，最终体积波及系数及采收率均达到较高的水平，因此下步主要加大对裂缝区的治理，一方面通过堵水调剖、注采关系调整等，尽量降低裂缝对水驱效果的影响，扩大水驱侧向的波及范围，另一方面通过通过在裂缝侧向打加密井，提高裂缝侧向压力驱替梯度，动用常规水驱及注采调整动用不了的剩余油。
参考文献：
[1]陈元千， 郭二鹏， 等. 预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法[J]. 中国海上油气， 2007， 19 （6）：387-389.
[2]陈元千. 水驱体积波及系数变化关系的研究[J]. 油气地质与采收率， 2001， 8 （6）：49-51.
[3]杨清彦， 李斌会， 李宜强， 等. 聚合物驱波及系数和驱油效率的计算方法研究[J]. 大庆石油地质与开发， 2007， 26 （1）：109-112.
[4]俞启泰， 罗洪. 我国陆上油田采收率与波及系数评价[J]. 油气采收率技术， 2000， 7 （2）：33-37.
[5]宋付权， 刘慈群， 等. 低渗透油藏水驱采收率影响因素分析[J]. 大庆石油地质与开发， 2000， 19 （1）：31-36.
[6]王志权， 等. 储层非均质性及其对注水开发效果的影响[J]. 内蒙古石油化工， 2009， 8 （1）：215-216.
主题词：特低渗透 面积波及系数 厚度波及系数 采收率
根据俞启泰等人研究，我国砂岩油藏水驱采收率平均为35.5%，最大波及系数为0.558-0.708，低渗、裂缝性等复杂油藏最终波及系数及采收率更低。本文利用矿场测试及动态资料，分析了微裂缝性特低渗透储层长期注水开发后平面、剖面波及状况，评价水驱效果及最终采收率，为下一步提高采收率指明了方向。
一、油藏地质特征
王窑区开采三叠系延长统长6油层组，为三角洲前缘沉积体系，沉积微相以河口砂坝及水下分流河道为主。砂岩以中细粒长石砂岩为主，孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶孔、微孔等次生孔隙，总面孔率5.82%，孔隙结构类型属于小孔隙、细微喉型。主力油层长611-2层在全区分布稳定，砂体钻遇率在75%以上，油层平均有效厚度13.3m，空气渗透率2.29×10-3um2，有效孔隙度13.5%，平均渗透率级差3.1、突进系数1.36、变异系数0.29，属于中等非均质储层。
二、平面水驱波及特征
水驱波及系数（Ev）是指油层被水驱所波及的体积（面积）与油层总体积（面积）的比值，体积波及系数理论上介于0～1之间，波及系数可分为面积波及系数（Ep）与厚度波及系数（Ez），与体积波及系数三者之间的关系为：
王窑老区检查井资料表明，平面上油层水驱波及不均，主河道砂体展布方向以及裂缝主向水驱动用程度较高，而河道侧翼及裂缝侧向水驱波及程度低，裂缝发育程度很高的部位侧向水驱波及宽度不足80m，水驱前缘呈椭圆状，长轴方向平行于裂缝或砂体展布方向。例如2009年在周围油井平均含水85.5%，可采储量采出程度为77.1%的W16-15井组不同方位钻3口检查井，位于裂缝主向的W检16-151全段水洗程度较高，水洗厚度13.1m，水洗比例79.4%，含油饱和度平均下降6.9%，投产后含水77.9%，而位于侧向97m的W检16-153水洗厚度为3.6m，水洗比例32.3%，剩余油饱和度48.4%，投产后含水37.2%。另外，从水驱前缘测试结果看，在不同渗流区域内具有不同的波及特点，裂缝型渗流区水驱单向突进严重，面积波及系数相对较低，极限含水fw取98%时面积波及系数仅为0.41～0.56，而裂缝-孔隙型渗流区可以达到0.85以上，相同含水率条件下面积波及系数大于裂缝型。
三、剖面水驱波及特征
1.水驱动用状况分析
注水井吸水剖面变化可以反映油层水驱动用状况。王窑区历年141口注水井吸水剖面测试资料反映油层累计射开有效厚度1809.7m，有效吸水厚度1571.9m，水驱动用程度86.9%，水驱动用程度保持在一个较高的水平。从单井分层吸水剖面来看，分层吸水量处于一个动态变化过程，部分注水井在开发初期吸水剖面表现为各砂层相对吸水量差异较大，但随注水开发时间的延长，各砂层间相对吸水量趋于均匀，表现为全部射孔层段均匀吸水，例如W19-29井，该井1992年投注，共射开2段，采取合注注水方式，初期测试发现上部射孔段相对吸水量达89.7%，下部射孔段为10.3%，水驱动用程度差异较大，但跟踪测试发现剖面吸水呈变均匀趋势发展，1993年及1994年上下射孔段相对吸水量分别变化为44.6%、55.4%与51.7%、48.3%。
2.油层水洗状况分析
应用高精度的剩余油测试资料是矿场研究油层纵向水洗程度、判断油层水洗状况的重要方法，安塞油田近年来主要引入过套管电阻率测试及脉冲中子饱和度测井技术，对识别油水分布、判断水淹层起到了较好的作用。对王窑区历年34口剩余油测试结果分析发现该区主力长611-2纵向上水洗整体较为均匀，但统计对比来看薄油层相对厚油层水洗程度高，并且强水洗厚度比例较大。将王窑区油层按厚度分为H<4.0m、4.0m
四、体积波及系数与采收率
利用丙型水驱特征曲线方法可以对水驱体积波及系数进行间接计算，通过推导，含水率取经济极限含水率时，水驱油藏最终水驱体积波及系数可以表示为：
代入王窑区实际开发数据资料回归得到=0.8932，计算得目前开采条件下体积波及系数0.345，极限含水取95%时，最终体积波及系数0.789。
另外根据采收率与体积波及系数关系可知
目前王窑区地质储量采出程度12.5%，当驱油效率取岩心实验分析值0.37-0.41左右（实际值应低于岩心实验分析值），计算得到得目前水驱体积波及系数0.327，这与利用丙型水驱特征曲线计算得结果基本相符。根据（3）式计算目前条件及最终水驱采收率分别为13.1%、29.9%。另外从矿场实际监测及动态数据资料分析，目前条件下面积波及系数在0.5左右，中西部裂缝-孔隙渗流高于裂缝渗流区，其值在0.67左右，厚度波及系数综合考虑水驱动用程度及油层水洗状况，目前为0.78左右，根据式（1）求得体积波及系数0.391，裂缝-孔隙渗流区为0.523，极限含水取95%时最终面积波及系数在0.9左右，厚度波及系数取0.82，计算最终体积波及系数0.738，最终水驱采收率30.9%，这也与丙型水驱特征曲线法给出结果相符，这表明利用油藏工程方法和矿场监测数据统计方法及实验条件给出得结果基本一致，计算得结果较为可靠。
五、结论及建议
通过上述分析表明王窑区目前影响油藏采收率低的主要因素是水驱面积波及系数低，而裂缝发育是导致面积波及系数低最直接原因，但纵向上主力油层水驱动用状况相对较好，水洗较均匀，最终体积波及系数及采收率均达到较高的水平，因此下步主要加大对裂缝区的治理，一方面通过堵水调剖、注采关系调整等，尽量降低裂缝对水驱效果的影响，扩大水驱侧向的波及范围，另一方面通过通过在裂缝侧向打加密井，提高裂缝侧向压力驱替梯度，动用常规水驱及注采调整动用不了的剩余油。
参考文献：
[1]陈元千， 郭二鹏， 等. 预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法[J]. 中国海上油气， 2007， 19 （6）：387-389.
[2]陈元千. 水驱体积波及系数变化关系的研究[J]. 油气地质与采收率， 2001， 8 （6）：49-51.
[3]杨清彦， 李斌会， 李宜强， 等. 聚合物驱波及系数和驱油效率的计算方法研究[J]. 大庆石油地质与开发， 2007， 26 （1）：109-112.
[4]俞启泰， 罗洪. 我国陆上油田采收率与波及系数评价[J]. 油气采收率技术， 2000， 7 （2）：33-37.
[5]宋付权， 刘慈群， 等. 低渗透油藏水驱采收率影响因素分析[J]. 大庆石油地质与开发， 2000， 19 （1）：31-36.
[6]王志权， 等. 储层非均质性及其对注水开发效果的影响[J]. 内蒙古石油化工， 2009， 8 （1）：215-216.