王中敏（中石油大慶油田有限責(zé)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(diǎn)井網(wǎng)同步注水開發(fā)，動(dòng)用石油地質(zhì)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(diào)整、模擬線性注水、堵縫調(diào)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(jié)果，結(jié)合油田動(dòng)靜態(tài)情況，總體規(guī)劃了37口轉(zhuǎn)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(zhuǎn)注8口井，2004年轉(zhuǎn)注6口井，2005年轉(zhuǎn)注21口井。2003、2004年注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)受效井，截止到2005年底累積增油5272t，注采井網(wǎng)調(diào)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(diào)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(zhuǎn)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(guān)井1口。②油井、排油井見水，形成新的注水條帶。隨著注水時(shí)間的延長，轉(zhuǎn)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(diǎn)相似。新106-74井是位于注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)，周圍有6口注水井（4口轉(zhuǎn)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?yàn)楣?34井的PI2，累積注水5230m3，注水強(qiáng)度1743m3/m。為此，要合理匹配注水強(qiáng)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(zhuǎn)注后注采比的實(shí)際情況分析，新肇油田注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)剛轉(zhuǎn)注初期隨著注水時(shí)間延長，注采比不斷上升，當(dāng)2004年12月份至2005年6月份產(chǎn)量比較穩(wěn)定，注采比波動(dòng)范圍相對較小，可以得出月注采比在2.10時(shí)，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(fù)地層能量，但高注水強(qiáng)度導(dǎo)致油井見水，注采調(diào)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(diào)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(qiáng)度（針對2003年轉(zhuǎn)注井），對部分老注水井采取周期注水關(guān)井方式，降低其注水強(qiáng)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(zhuǎn)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(diào)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(diào)整井區(qū)月注采比曲線

2.2 通過地層壓力恢復(fù)求得注采比

根據(jù)注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)地層壓力與年注采比的關(guān)系曲線（圖2），根據(jù)新肇油田地層壓力年恢復(fù)實(shí)際情況，2005年地層壓力為12.20MPa，2006年地層壓力要恢復(fù)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(dāng)。

圖2 新肇油田注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)地層壓力與注采比關(guān)系曲線

3 注采比調(diào)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(guān)鍵。為降低轉(zhuǎn)注井區(qū)的注采比，轉(zhuǎn)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(xì)管的滲吸作用［3］。依據(jù)2003年轉(zhuǎn)注效果，油井在轉(zhuǎn)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(shí)施整體方案調(diào)整。注采比調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)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(shí)調(diào)整平面矛盾。

4 結(jié)論及認(rèn)識

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

2）待轉(zhuǎn)注井注水6mon后，進(jìn)行注采比調(diào)整，以滿足油田需要。

3）注采比調(diào)整應(yīng)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(yīng)用 ［J］.中外能源，2007，12：51-53.

［2］李結(jié)實(shí)，葛云鳳，張揚(yáng)凡.敖寶塔油田合理注采比研究 ［J］.大慶油田石油與地質(zhì)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(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：179-181.

［編輯］ 洪云飛