王中敏（中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853）

新肇油田采用300m×300m正方形反九點井網(wǎng)同步注水開發(fā)，動用石油地質儲量818.88×104t，含油面積30.68km2。全油田共投產(chǎn)油水井398口，其中注水井103口，抽油井175口，撈油井120口。截至2006年4月底，新肇油田累積產(chǎn)油72.5582×104t，采出程度8.61%，累積注水220.168×104m3，累積注采比1.73，月注采比3.23，綜合含水37.98%。

新肇油田古634區(qū)塊自2000年11月投入開發(fā)，受裂縫影響，暴露出注水井排油井見水快，見水后含水上升速度快等問題。雖采用方案調整、模擬線性注水、堵縫調剖等措施，但效果均不理想。鑒于新肇油田古634區(qū)塊井排方向與儲層裂縫方向一致，根據(jù)數(shù)值模擬結果，結合油田動靜態(tài)情況，總體規(guī)劃了37口轉注井，使新肇油田古634區(qū)塊整體上形成行列注采井網(wǎng)［1］。2003年轉注8口井，2004年轉注6口井，2005年轉注21口井。2003、2004年注采系統(tǒng)調整井區(qū)受效井，截止到2005年底累積增油5272t，注采井網(wǎng)調整有效地緩解了產(chǎn)量遞減速度，改善了油田開發(fā)效果。

1 問題的提出

合理的注采比是保持合理的地層壓力，從而使油田具有旺盛的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，降低無效能耗，是取得較高原油采收率的重要保證［2］。

目前注采系統(tǒng)調整井區(qū)月注采比2.94，較高的注采比會造成2種不良的后果：①注水壓力上升速度快，局部形成高壓帶，注水困難。轉注井區(qū)注水壓力由2005年12月的13.5MPa上升到2006年4月的14.0MPa，上升了0.5MPa，平均注水壓力上升速度0.1MPa/min，部分井接近系統(tǒng)壓力水平，由于注水壓力高，不吸水，已關井1口。②油井、排油井見水，形成新的注水條帶。隨著注水時間的延長，轉注井區(qū)暴露出油井、排油井暴性水淹的新問題。出現(xiàn)了新106-74井見水，與新肇油田東西方向裂縫水淹特點相似。新106-74井是位于注采系統(tǒng)調整井區(qū)，周圍有6口注水井（4口轉注井），該井于2005年8月12日開始含水上升，日產(chǎn)液由8月初的3.2t上升到10.7t，上升了7.5t；日產(chǎn)油由2.8t下降到0t，下降了2.8t；含水由12%上升到100%，上升了88%。分析為注入水，來水方向為古634井的PI2，累積注水5230m3，注水強度1743m3/m。為此，要合理匹配注水強度，確定合理的注采比。

2 合理注采比的確定

2.1 通過產(chǎn)量確定合理注采比

從轉注后注采比的實際情況分析，新肇油田注采系統(tǒng)調整井區(qū)剛轉注初期隨著注水時間延長，注采比不斷上升，當2004年12月份至2005年6月份產(chǎn)量比較穩(wěn)定，注采比波動范圍相對較小，可以得出月注采比在2.10時，產(chǎn)量比較穩(wěn)定。這與地層條件比較相近的頭臺油田、新民油田（注采比均在2.0左右）相符。雖然高注采比有利于恢復地層能量，但高注水強度導致油井見水，注采調整系統(tǒng)井區(qū)出現(xiàn)新106-74井、新102-76井含水上升，使注采系統(tǒng)調整區(qū)塊產(chǎn)量下降，日產(chǎn)油由2005年10月的111t下降到2005年12月的86t，下降了25t，綜合含水由16.26% 上 升 到28.71%，上升了12.45%。自2005年10月匹配新老注水井注水強度（針對2003年轉注井），對部分老注水井采取周期注水關井方式，降低其注水強度，使其注采比下降到1.81。2005年12月至2006年3月，由于2005年轉注井開始注水，注采比呈上升趨勢（見圖1）。綜合分析新肇油田注采系統(tǒng)調整井區(qū)注采比在2.10左右比較合理。

圖1 新肇油田注采系統(tǒng)調整井區(qū)月注采比曲線

2.2 通過地層壓力恢復求得注采比

根據(jù)注采系統(tǒng)調整井區(qū)地層壓力與年注采比的關系曲線（圖2），根據(jù)新肇油田地層壓力年恢復實際情況，2005年地層壓力為12.20MPa，2006年地層壓力要恢復12.45MPa，則需要年注采比2.26，這與產(chǎn)量分析法得出的合理注采比數(shù)值相當。

圖2 新肇油田注采系統(tǒng)調整井區(qū)地層壓力與注采比關系曲線

3 注采比調整方法

注采比的改變直接影響到油井的地層壓力和采油速度。尤其低滲透裂縫性油田，合理注采比的確是油田開發(fā)的關鍵。為降低轉注井區(qū)的注采比，轉注初期建議對老井采取周期注水，可以改變高低滲透部位之間的壓差，充分發(fā)揮巖石毛細管的滲吸作用［3］。依據(jù)2003年轉注效果，油井在轉注6mon后開始受效，半年后新老注水井水線地下溝通后，對水井排實施整體方案調整。注采比調整方案如下：①注水井整體周期注水，即每間隔一排停注一排，降低區(qū)塊注采比，方案調整后注采比可控制到1.72～2.08。該方案雖然可以緩解注水壓力上升速度，但容易造成局部油井供水不足。②注水井層段交替周期注水方案，即相鄰2口注水井，注不同層段，降低區(qū)塊注采比，方案調整后注采比可控制到2.27～2.32，既可控制油井含水上升，又可緩解層間矛盾。③注水井交替周期注水方案，即相鄰2口注水井，只注1口井，降低區(qū)塊注采比，方案調整后注采比可控制到1.85～1.95，可以緩解注水壓力上升速度，同時調整平面矛盾。

4 結論及認識

1）新肇油田注采系統(tǒng)調整井區(qū)注采比應控制在2.10～2.26。

2）待轉注井注水6mon后，進行注采比調整，以滿足油田需要。

3）注采比調整應采用注水井層段交替周期注水或注水井交替周期注水方式。

［1］秦東，馬東.線性注水方式在裂縫方向單一油田開發(fā)中的應用 ［J］.中外能源，2007，12：51-53.

［2］李結實，葛云鳳，張揚凡.敖寶塔油田合理注采比研究 ［J］.大慶油田石油與地質開發(fā)，2002，21（2）：17-18.

［3］袁士義，宋新民，冉啟全.裂縫性油藏開發(fā)技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：179-181.

［編輯］ 洪云飛