孫延慶（吉林油田分公司乾安采油廠地質研究所 吉林松原 138000）

1 基本概況

以巖性油藏為主的“三低”油藏，埋藏深度 4 6 0 m～1 8 6 0 m，目前投產注水井2 0 5 0口，年注水4 4 1.2 7×1 04m3，年注采比2.1 6，累積注水15456.20×104m3，累積注采比2.68，綜合含水58.19%。目前地層壓力7.99MPa，總壓差-1.01MPa，地飽壓差0.99MPa?？v向上發(fā)育葡萄花、扶余和楊大城子三套層系，平面上扶余油層廣泛發(fā)育為主要目的層，葡萄花、楊大城子油層集中在油藏背斜軸部發(fā)育。扶余油層為三角洲分流平原相沉積，砂體窄小，非均質性強。縱向不集中，劃分為3個油層組，17個小層，47個沉積單元，單井3-5個層；橫向不連續(xù)，發(fā)育大中型及小型低彎曲分流河道、順直分流河道與湖沼4種沉積模式，相變快，砂體窄，單一河道一般小于300m；單層厚度薄，平均單層砂巖厚度2.3m，有效厚度1.8m。儲層物性差，有效驅動難度大。儲層平均滲透率7.2mD，80%以上儲量滲透率低于10.0mD、流度低于1.0mD/mPa·s；構造軸部發(fā)育裂縫，裂縫發(fā)育頻率平均為0.046條/m；儲量豐度平均為61.1×104t/km2，油水關系復雜。

2 開發(fā)效果影響原因分析

針對油藏各區(qū)塊開發(fā)中暴露出來的問題與矛盾，按照注采系統(tǒng)、細分注水、周期注水、深淺調剖、水井增注、配注調整六個方面提出下一步治理對策，形成一套適合“三低”油藏注水結構調整潛力的方法。

2.1 注采系統(tǒng)調整

按照裂縫發(fā)育區(qū)塊線性注水、裂縫不發(fā)育的三類區(qū)塊完善單砂體注采關系的原則，根據各類區(qū)塊實際油水井數比與合理油水井數比差異，以井組為單元，分析井網適應性，確定注采系統(tǒng)調整轉注潛力。

表1 各類區(qū)塊合理油水井數比與實際油水井數比對比表

按形成線性注水及水驅儲量最大化原則，2017年注采系統(tǒng)調整27口，轉注后水驅控制程度提高9.70個百分點，水驅儲量增加37.4×104t。2018年注采系統(tǒng)擬調整13口，轉注后水驅控制程度可提高6.52個百分點，水驅儲量增加11.1×104t。2019年注采系統(tǒng)擬調整潛力井76口，轉注后水驅控制程度提高6.07個百分點，水驅儲量增加40.4×104t。

2.2 細分調整

通過開展儲層特征、分層配水管柱工藝和測調技術的適應性等三方面研究，以及數模、物模、現場統(tǒng)計分析，綜合確定了細分注水的“84857”技術標準，即隔層厚度下限不小于0.8m，段內滲透率變異系數小于0.5，合理配水層段三級四段，注水合格率大于85%，吸水厚度比例大于70%，同時完善了精細分層的配套技術，提高油層動用狀況。2018年繼續(xù)按照“84857” 標準，加強細分注水，進一步調整層間結構。

2.3 周期注水

“三低”油藏儲層非均質性強，尤其是裂縫發(fā)育的一、二類區(qū)塊，存在較強滲吸作用，適用于周期注水技術。通過研究與實踐，形成了“四結合”周期注水技術應用標準，提高注水利用率。在注水結構調整余地減小的情況下，結合井區(qū)含水，加大周期注水力度，進一步擴大水驅波及體積，提高注水利用率。根據周期注水技術標準，2018年計劃安排周期注水335口，預計年節(jié)約注水55.82×104m3。

2.4 深淺調剖

以油藏或單元區(qū)塊為研究對象，結合剩余油分布和高滲透儲層狀況，對調剖井的調剖時機進行高效、綜合、多指標決策。針對高含水階段，注入水沿裂縫或高滲透層突進，形成水驅優(yōu)勢通道，水驅效率降低，通過應用深度調剖技術封堵裂縫和高滲透帶，擴大水驅波及體積。通過研究與實踐，確定了深調五項選井、選層標準，發(fā)展完善了五項措施技術。2018年優(yōu)選A區(qū)塊及B區(qū)塊19口井，平均單井調剖厚度8.7m，總設計調剖劑注入量69293m3。

2.5 水井增注

在日常生產過程中，由于井下工具質量不合格、對地層結構認識不到位、生產過程管理不嚴格等問題，儲層不同程度地存在無效注水或者欠注現象，目前全油田共有欠注井221口，配注3099m3，實注僅636m3，主要有儲層物性差井164口，油層污染20口。

2.6 配注調整

通過室內研究與實踐，確定了平面及層間注水結構調整界限。一方面控制區(qū)塊中高含水井區(qū)含水上升速度和高注采比井區(qū)的低效注水量，另一方面加強注水，為措施井提高地層能量，按照調整界限開展注水結構調整，2018年計劃注水量調整80口，日配注下調87m3。

3 結論

通過注水結構調整，注水量由老井向新井轉移，由主力油層向非主力油層轉移，吸水狀況得到改善，地層壓力得到合理調整。全井吸水厚度比例由去年的64.5%提高到2017年的69.6%，吸水狀況得到改善。另外油井壓力由去年的7.9MPa上升到2017年的7.98MPa，注采壓差由去年的14.78MPa下降到2017年的13.94MPa，油層壓力得到恢復，注采壓差下降。高壓區(qū)井數由去年55口下降到2017年的33口，低壓區(qū)井數由去年的35口下降到2017年的28口，合理區(qū)井數由2015年的103口增加到2017年166口，平面壓力差異得到優(yōu)化。

油田保持階段穩(wěn)產，老井遞減速度有所回升?！笆濉币詠?，通過水驅精細挖潛，優(yōu)化產能建設規(guī)模和措施增產規(guī)模，年產油水平保持在80萬噸。新區(qū)超前注水，老區(qū)同步注水，產能到位率保持在85%以上。年含水上升值穩(wěn)定，但含水上升率增高，2015年以來年均含水上升值平均為2.67個百分點，控制在3.0個百分點之內，但含水上升率逐年增高到7%以上。