摘 要：歡（東）～雙稀油油田構(gòu)造復雜，進行精細注水研究，做出有針對性注水調(diào)整。解決了低滲油藏注不進水、中高滲油藏無效循環(huán)注水、小斷塊注水優(yōu)化井網(wǎng)難、高含水油藏轉(zhuǎn)換開發(fā)方式難等問題，實現(xiàn)老油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，有效改善油藏開發(fā)效果。

關鍵詞：多元化;低滲;中高滲;小斷塊;高含水;精細注水

1 研究背景

歡（東）～雙稀油油田構(gòu)造復雜，油藏類型多樣，投入開發(fā)30多年，開發(fā)中存在的矛盾日益突出，導致產(chǎn)量快速遞減，油田持續(xù)有效開發(fā)遇到了技術瓶頸。低滲油藏[1]注水補充地層能量過程中出現(xiàn)注水壓力上升快直至注不進水現(xiàn)象發(fā)生，連續(xù)多年開展了區(qū)塊綜合治理，采油速度和采出程度仍然徘徊不前;中高滲油藏大面積水淹，剩余油分布高度零散，經(jīng)過多次注采井網(wǎng)調(diào)整，大部分油井綜合含水仍在90%以上;復雜小斷塊由于含油面積小，砂體變化快，難以形成注采井網(wǎng)，依靠天然能量開發(fā)，地層能量不足，產(chǎn)量急劇下降;高含水區(qū)塊油井大部分處于停關狀態(tài)，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式接替方向不明確，區(qū)塊瀕臨廢棄。因此，精細注水技術研究，改善油藏注水開發(fā)效果，對歡（東）～雙稀油油田可持續(xù)發(fā)展具有十分重要的意義。

2 油田概況

歡（東）～雙稀油油田1979年投入開發(fā)，1981年進入穩(wěn)產(chǎn)階段，最高采油速度達到1.48%，1991年進入遞減階段， 目前處于低速遞減階段。截至2012年12月共有油井1136口，開井585口，日產(chǎn)液8711m3，日產(chǎn)油1109t，綜合含水87.3%，采油速度0.28%，采出程度23.75%，可采儲量采出程度88.71%。注水井215口，開井178口，日注水10047m3，月注采比1.1，累積注采比0.905。

3 存在問題

一是低滲油藏實現(xiàn)有效注水難。主要存在以下四大矛盾：注采井網(wǎng)不合理、注水參數(shù)不合理、注水水質(zhì)[2]不適應、配套措施不適用。主要表現(xiàn)為以下七點問題：地層壓力低，采油速度低，采出程度低，吸水指數(shù)低、先期注水不見效、只能靠天然能量開發(fā)、遞減快。

二是中高滲油藏開發(fā)后期水淹嚴重，剩余油分布零散，實現(xiàn)注水調(diào)整難。受非均質(zhì)性影響，層間和平面矛盾突出，縱向水驅(qū)動用程度和平面動用狀況差異大，剩余油分布零散。隨著注水時間增長，水流優(yōu)勢通道明顯，注水無效循環(huán)逐步嚴重，特高含水井多，常規(guī)油井措施效果逐年變差。

三是復雜小斷塊井網(wǎng)優(yōu)化難。復雜小斷塊儲量小，砂體分布范圍小，井點少，很難形成規(guī)則井網(wǎng)，實現(xiàn)注水效果難度大。

四是多元化注水接替方式不明確。開發(fā)方式單一，油層動用程度不均，以常規(guī)注水開發(fā)為主，注水利用率逐年降低，不適合油藏后期開發(fā)特點。低滲油藏注水開發(fā)后期轉(zhuǎn)換開發(fā)方式方向不夠清晰。中高滲油藏轉(zhuǎn)變開發(fā)方式（如深部調(diào)驅(qū)）地下注入劑穩(wěn)定性、波及狀況難以掌控。

4 精細注水開發(fā)技術研究與應用

中高滲油藏注水開發(fā)時間長，目前處于高含水、高采出程度狀態(tài)[3]，經(jīng)多次注采井網(wǎng)調(diào)整，剩余分布高度零散。為摸清了剩余油聚集區(qū)，做出有針對性注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，實現(xiàn)“控水穩(wěn)油”目標，主要開展以下兩方面研究工作：

一是剩余油分布研究

（1）通過水淹分析與地質(zhì)研究相結(jié)合，在高部位上傾尖滅帶部署產(chǎn)能井日產(chǎn)液24.8m3，日產(chǎn)油22.4t，確定上傾尖滅部位是剩余油富集區(qū)。

（2）通過測井資料與三維地震結(jié)合，落實單層微構(gòu)造高點部署側(cè)鉆井，投產(chǎn)后均見到較好的效果，確定微構(gòu)造高點是剩余油富集區(qū)。

（3）通過C/0測試資料對比，斷層附近油井含油飽和度相對較高。分析受斷層遮擋作用，注入水很難波及到斷層部位，確定斷層遮擋部位是剩余油富集區(qū)。

（4）平面上不同沉積相帶砂體儲層物性差異明顯，分流河道砂體平面非均質(zhì)最嚴重，河口砂壩砂體次之。通過注水井網(wǎng)調(diào)整，目前油井見效率達到13.2%，確定井間非主流線仍有剩余油富集，但分布較為零散。

（5）通過巖心資料研究，砂體層間突進系數(shù)為2.75～19.99，變異系數(shù)大于0.7，層間非均質(zhì)性較強。利用分層取樣測試，發(fā)現(xiàn)層間仍有低含水層，實施堵水后，均見到較好效果，確定層間仍有剩余油富集。

（6）通過層內(nèi)非均質(zhì)性研究，單層內(nèi)滲透率分布不均，滲透率級差在214～9930倍之間，滲透率變異系數(shù)都大于0.7，最高達3.37。單層突進系數(shù)大于2.0，最高15.8，層內(nèi)非均質(zhì)性嚴重。利用測井資料反映同一油層內(nèi)上部油層水淹程度低，下部水淹程度高。同時通過過路井解釋和老井二次解釋證實，水淹層內(nèi)仍具有可動油，確定層內(nèi)厚層頂部仍有剩余油。

二是挖潛對策研究

（1）對上傾尖滅部位剩余油富集區(qū)，利用部署新井或側(cè)鉆井重構(gòu)注采井網(wǎng)，擴大注水波及體積。

（2）對微構(gòu)造高點剩余油富集區(qū)，實施輪換注水，改變液流方向，擴大注水波及體積。

（3）對斷層遮擋部位剩余油富集區(qū)，通過脈沖注水，形成區(qū)域脈沖擾動，擴大注水波及體積。

（4）對井間非主流線剩余油富集區(qū)，實施強注強采，提高驅(qū)動壓力，改善注入、采出結(jié)構(gòu)，保持穩(wěn)產(chǎn)。

（5）對層間及層內(nèi)剩余油富集區(qū)實施多元開發(fā)，利用二次開發(fā)與三次采油相結(jié)合，實現(xiàn)注水油藏后期開發(fā)方式有效轉(zhuǎn)換。

實施以來，歡26塊興隆臺油層日產(chǎn)油由最低60t，上升到最高120t，目前保持110t左右穩(wěn)產(chǎn);錦16（東）興隆臺油層日產(chǎn)油由最低69t，上升到最高131t，目前保持100t左右穩(wěn)產(chǎn)。

5 結(jié)論

1、低滲油藏儲層參數(shù)的確定是評價油藏注水開發(fā)可行性的關鍵因素，優(yōu)化注采參數(shù)設計是“注進水、注夠水、注好水，有效注水”的重要保障。

2、中高滲油藏開發(fā)后期分區(qū)、分層落實剩余油分布，是注水調(diào)整的重要依據(jù)。

3、復雜小斷塊精細研究砂體變化，保證注采連通，是優(yōu)化注采井網(wǎng)的關鍵。

4、多元化注水方向的合理確定，是注水油藏開發(fā)后期產(chǎn)能接替的重要保證;開發(fā)方式轉(zhuǎn)換，是實現(xiàn)老油田可持續(xù)發(fā)展的必然趨勢。

參考文獻：

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作者簡介：

鄭世紅，1968.07.28，黑龍江大慶人，副研究員，大學本科，主要從事高職教學、培訓、科研。專長：石油鉆井教學與培訓、課程開發(fā)。