苑志旺，楊 莉，楊寶泉，張迎春，陳 筱

1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 海淀 100083；2.海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 朝陽(yáng) 100028；3.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 朝陽(yáng) 100028

引言

20 世紀(jì)90 年代以來(lái)，在北美墨西哥灣盆地、南美坎波斯盆地、西非尼日爾三角洲及中國(guó)南海等區(qū)域，先后發(fā)現(xiàn)了以深海濁積砂巖儲(chǔ)層為主的巨型油氣田，深海濁積儲(chǔ)層油氣藏現(xiàn)已成為油氣勘探開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)之一[1]。下剛果盆地和尼日爾三角洲盆地是深海濁積儲(chǔ)層油氣藏勘探開(kāi)發(fā)的焦點(diǎn)區(qū)域，被國(guó)內(nèi)外學(xué)者深入研究，研究領(lǐng)域涵蓋了沉積機(jī)制[2-3]、沉積模式[3-4]、沉積特征及演化規(guī)律[1]、水道分布及構(gòu)型特征[5-7]、連通模式及連通性[8-9]等方面。

深海油田單井鉆完井費(fèi)用達(dá)近億美元，作業(yè)成本高，通常采用“少井高產(chǎn)”的開(kāi)發(fā)策略和注水保壓自噴生產(chǎn)的開(kāi)發(fā)方式。此外，受限于深海工程設(shè)施，油田后期調(diào)整受限。因此，針對(duì)深海濁積砂巖儲(chǔ)層油藏，在受限的工程設(shè)施條件下如何立足現(xiàn)有井網(wǎng)實(shí)現(xiàn)“低成本”的高效快速開(kāi)發(fā)是保障深海油田經(jīng)濟(jì)效益最大化的關(guān)鍵點(diǎn)。目前，大量注水方法的研究成果主要集中在陸上或淺水的常規(guī)砂巖[10-12]、碳酸鹽巖[13-17]和低滲透等油藏類型[18-19]，而對(duì)于深海濁積砂巖類型油藏僅限于含水上升機(jī)理及變化規(guī)律方面[20-21]，對(duì)受深海作業(yè)成本和工程設(shè)施限制下的高效注水以及控堵水方法的研究很少。因此，本文以尼日爾三角洲盆地典型的深海濁積儲(chǔ)層油田AKPO 油田為研究目標(biāo)，立足于深海濁積水道和朵葉的儲(chǔ)層特征以及注采井組間砂體的連通方式，在不同開(kāi)發(fā)階段提出了適宜深海油田“低成本”的高效注水及控堵水方法：基于注采井組間砂體的連通方式，在無(wú)水采油期階段應(yīng)用以“控制壓力”為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法；基于儲(chǔ)層沉積類型，在中低含水階段應(yīng)用以“提高波及”為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法；在高含水階段，應(yīng)用適宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法。上述深海濁積砂巖油藏高效注水及控堵水方法應(yīng)用于AKPO 油田，指導(dǎo)油田實(shí)現(xiàn)“低成本”穩(wěn)油控水，連續(xù)多年高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

1 研究區(qū)概況

AKPO 油田位于尼日爾三角洲盆地，屬于被動(dòng)大陸邊緣型盆地。油田范圍內(nèi)水深1 200～1 500 m，開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)含油層中新統(tǒng)阿格巴達(dá)組是整體海退環(huán)境下形成的深海濁積碎屑巖儲(chǔ)層，它不僅是工程意義上的深海區(qū)，也是地質(zhì)意義上的深海沉積[20]。油田儲(chǔ)層具有良好的物性特征，是中孔高滲儲(chǔ)層，地層原油為高揮發(fā)油，地飽壓差2.0 MPa。油田于2009 年投產(chǎn)，采用“少井高產(chǎn)”的布井策略，平均井距1 500～2 000 m，采用注水保壓的開(kāi)發(fā)方式油井自噴生產(chǎn)，油井的平均日產(chǎn)油量高達(dá)2 000 m3，油田年產(chǎn)油量達(dá)千萬(wàn)方，于2012 年初油井出現(xiàn)注水突破。由于深海油田作業(yè)成本高、工程設(shè)施改造費(fèi)用高，在陸上或淺水油田常用的諸如調(diào)剖、化學(xué)堵水以及油井轉(zhuǎn)注等措施，很難在深海油田經(jīng)濟(jì)有效實(shí)施，因此，迫切需要研究一套適合深海濁積砂巖儲(chǔ)層油藏的“低成本”高效注水及控堵水方法。

2 深海濁積儲(chǔ)層特征及連通類型

2.1 深海濁積儲(chǔ)層特征

AKPO 油田儲(chǔ)層主要由深海濁積水道體系和朵葉體系構(gòu)成，其上部?jī)?chǔ)層發(fā)育水道體系，下部發(fā)育朵葉體系，儲(chǔ)層整體發(fā)育較好。

（1）濁積水道儲(chǔ)層特征

受沉積環(huán)境和沉積水動(dòng)力影響，AKPO 油田Z油組主要發(fā)育半限制性水道體系，其內(nèi)部發(fā)育多期復(fù)合水道，復(fù)合水道以縱向疊加形式為主，同時(shí)存在側(cè)向遷移，見(jiàn)圖1。

圖1 濁積水道體系平面展布圖Fig.1 The plane distribution of turbidite channel system

受縱向侵蝕作用影響，晚期水道疊置并局部下切于早期水道之上，形成下切連通，同時(shí)復(fù)合水道間發(fā)育不穩(wěn)定泥巖隔層，層間連通關(guān)系復(fù)雜。水道儲(chǔ)層整體呈條帶狀展布，同時(shí)受側(cè)向遷移作用，復(fù)合水道橫向相變快。

儲(chǔ)層巖芯呈褐色，含油，以中--粗砂為主，分選較好，巖石礦物以石英和長(zhǎng)石為主，單期復(fù)合水道儲(chǔ)層厚度多在10～30 m，巖芯平均孔隙度為24.9%，平均滲透率達(dá)1 600 mD，儲(chǔ)層品質(zhì)整體較好。

（2）濁積朵葉儲(chǔ)層特征

對(duì)于研究區(qū)深海濁積扇，濁積朵葉體系發(fā)育在水道體系之下，由多期復(fù)合朵葉疊置而成，復(fù)合朵葉由多期單一朵葉通過(guò)縱向疊置，平面拼接而成，整體呈席狀連片展布，其上部常發(fā)育侵蝕性水道，可分為砂質(zhì)充填水道和泥質(zhì)充填水道，見(jiàn)圖2。

圖2 濁積朵葉體系平面展布圖Fig.2 The plane distribution of turbidite lobe system

朵葉儲(chǔ)層的巖芯呈黃色，以中--細(xì)砂為主，分選性中等，石英和長(zhǎng)石為礦物的主要成分。儲(chǔ)層物性好，以中孔、中高滲為主，巖芯孔隙度為22.5%，平均滲透率為880 mD，儲(chǔ)層均質(zhì)性好于水道儲(chǔ)層。朵葉儲(chǔ)層厚度穩(wěn)定且分布范圍廣，井點(diǎn)鉆遇復(fù)合朵葉儲(chǔ)層厚度多在10～40 m，儲(chǔ)層連通性好。朵葉側(cè)緣儲(chǔ)層逐漸變差，以細(xì)砂巖為主，并夾泥巖，巖性不均一，多見(jiàn)砂泥巖薄互層。

2.2 注采井組間砂體連通方式

受沉積環(huán)境和水動(dòng)力作用，濁積儲(chǔ)層垂向切疊，側(cè)向擺動(dòng)頻繁，導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)部連通關(guān)系復(fù)雜，因此厘清儲(chǔ)層內(nèi)部連通關(guān)系，對(duì)明確注采井組間連通性、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析以及措施優(yōu)化調(diào)整等方面具有指導(dǎo)作用。

以深海濁積砂巖儲(chǔ)層的沉積模式為指導(dǎo)，綜合井點(diǎn)、地震、測(cè)試及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等多種信息，采用井點(diǎn)標(biāo)定、地震追蹤的方法，刻畫注采井組間不同期次砂體的連通方式。以此為基礎(chǔ)，將油田注采井組劃分為同層連通型、跨層連通型和復(fù)合連通型3 類，見(jiàn)圖3。

圖3 注采井組間儲(chǔ)層連通方式Fig.3 Reservoir connection mode between injector and its corresponding producer

（1）同層連通型

采油井與其對(duì)應(yīng)注水井的完井段處在同一期次砂體（水道或朵葉），通過(guò)同期砂體的橫向連通實(shí)現(xiàn)注采受效，如井組I-2--P-12I-7，完井段均處于Z6 砂體，從測(cè)井井點(diǎn)上看出泥巖隔夾層厚度小、分布范圍小，地震剖面顯示砂體穩(wěn)定連續(xù)分布。該類型中，由于同一期次砂體（水道或朵葉）內(nèi)部?jī)?chǔ)層發(fā)育且均質(zhì)性較好，穩(wěn)定連續(xù)分布，泥巖隔夾層厚度小且分布范圍有限，儲(chǔ)集體整體連通性好，見(jiàn)圖4。

（2）跨層連通型

采油井與其對(duì)應(yīng)注水井在不同期次的水道內(nèi)進(jìn)行完井生產(chǎn)，晚期水道通過(guò)縱向或側(cè)向局部下切，與早期水道砂體搭接，形成局部連續(xù)砂體，注采井間通過(guò)異期水道的跨層局部搭接形成連通，如井組I-7P-9I-6?？鐚哟罱訁^(qū)砂體連續(xù)性較差，多呈斷續(xù)分布特征，泥巖隔夾層較為發(fā)育，連通性相對(duì)較弱，見(jiàn)圖5。

（3）復(fù)合連通型

采油井與對(duì)應(yīng)注水井的注采連通方式兼具同層連通型和跨層連通型，即注采井完井層段既有同期次砂體（水道或朵葉）連通，也存在不同期次砂體（水道或朵葉）跨層搭接連通，如井組I-1，P-7 和I-2。兩種受效方式并存，注采井間連通性介于同層連通型和跨層連通型，整體連通性較好，見(jiàn)圖6。

圖4 同層連通型典型井組井震剖面（I-2P-12--I-7）Fig.4 Logging and seismic characteristics of typical same layer connected well group（I-2--P-12--I-7）

圖5 跨層連通型典型井組井震剖面（I-7P-9I-6）Fig.5 Logging and seismic characteristics of typical cross layer connected well group（I-7P-9--I-6）

圖6 復(fù)合連通型典型井組井震剖面（I-1P-7I-2）Fig.6 Logging and seismic characteristics of typical composite connected well group(I-1P-7--I-2)

3 無(wú)水期注水策略（基于注采連通方式的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法）

深海油田作業(yè)成本高，基于注采井組間的連通方式，在無(wú)水期階段分類制定“低成本”的高效注水方式，形成了以“控制壓力”為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法，指導(dǎo)油田合理高速開(kāi)發(fā)，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化。

3.1 同層連通型井組超壓注水方法

由于同層連通型注采井組的完井段處于同期次砂體內(nèi)，井間儲(chǔ)層連續(xù)性好，注水受效快，油井壓力處于較高水平。此外，單期次砂體（水道或朵葉）儲(chǔ)層物性相對(duì)較均質(zhì)，從時(shí)移地震解釋的水驅(qū)情況來(lái)看，水驅(qū)前緣呈整體推進(jìn)（圖7，其中，紅色和黃色區(qū)域表示水驅(qū)區(qū)域）。因此，提高產(chǎn)量不會(huì)導(dǎo)致油井提前見(jiàn)水。

為了克服地飽壓差小、最大限度地釋放油井產(chǎn)能，該類型井組在安全注入壓力允許范圍內(nèi)采用了超壓注水技術(shù)即通過(guò)提高對(duì)應(yīng)注水井注水量（也就是注采比），將井組的地層壓力升至較高水平，通常可以達(dá)到原始地層壓力的1.1 倍，也就是在不降低井底流壓的條件下，增大了油井的生產(chǎn)壓差，提高了油井產(chǎn)量，見(jiàn)圖8。

圖7 時(shí)移地震監(jiān)測(cè)P-2 與I-4 井組間水驅(qū)波及區(qū)域Fig.7 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well groups P-2 and I-4

從圖8 可以看出，注水井增注使油井的地層壓力從29.1 MPa 提高到31.2 MPa，提高了油井的生產(chǎn)壓差，最大限度地發(fā)揮了油井產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)油田高速開(kāi)發(fā)。

圖8 P-2 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.8 Production performance curve of Well P-2

3.2 跨層連通型井組欠壓注水方法

跨層連通注采井組的完井段位于不同期次砂體內(nèi)，由于不同期次砂體的搭接區(qū)域儲(chǔ)層的連續(xù)性較差，連通能力較弱，使得注水受效較慢，井底流壓保持較低水平。此外，不同期次砂體間儲(chǔ)層物性存在一定差異，使得井組間儲(chǔ)層的非均性增強(qiáng)，從時(shí)移地震監(jiān)測(cè)P-9 與I-6 井組間水驅(qū)波及范圍來(lái)看，水驅(qū)前緣呈凸形推進(jìn)，如圖9 所示。因此，該類井組不宜提高產(chǎn)油量和注水量，否則會(huì)導(dǎo)致油井的快速水竄。

圖9 時(shí)移地震監(jiān)測(cè)P-9 與I-6 井組間水驅(qū)波及范圍Fig.9 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well group P-9 and I-6

為了延長(zhǎng)該類油井的無(wú)水采油期，該類型井組采用了欠壓注水技術(shù)即通過(guò)降低對(duì)應(yīng)注水井注水量（也就是注采比），油井的地層壓力保持在較低水平，因此，在保持井底流壓不變的條件下，降低了油井的生產(chǎn)壓差，減緩了非均質(zhì)區(qū)域水驅(qū)前緣的凸進(jìn)速度，延長(zhǎng)了油井無(wú)水采油期，如P-9 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線（圖10）所示，該井從2010-12 到2012-04，地層靜壓雖有波動(dòng)，但基本保持在一定水平，而產(chǎn)油量基本保持不變。

圖10 P-9 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.10 Production performance curve of Well P-9

3.3 復(fù)合連通型井組保壓注水方法

復(fù)合連通型注采井組兼具同層連通型和跨層連通型兩類注采井組注采連通特征、受效方式以及水驅(qū)前緣的推進(jìn)特征。

兼顧發(fā)揮同層連通最大產(chǎn)能和延緩跨層連通水竄速度，該類型井組采用了保壓注水技術(shù)即通過(guò)保持注采平衡注水，使得油井的地層壓力保持在初始水平。因此，該技術(shù)不僅釋放了同層連通層的最大產(chǎn)能，又不易導(dǎo)致跨層連通的水驅(qū)前緣推進(jìn)速度過(guò)快，保證了該類油井的開(kāi)發(fā)效果，詳見(jiàn)圖11。

圖11 P-7 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.11 Production performance curve of Well P-7

4 中低含水期注水策略（基于儲(chǔ)層沉積類型的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法）

依據(jù)油井見(jiàn)水后的含水上升曲線特征將其劃分為亞凸型、亞S 型和亞凹型3 種類型[20]，如圖12所示。

圖12 中，對(duì)應(yīng)的井組間砂體的連通方式分別為：同層連通型、復(fù)合連通型和跨層連通型。通常在含水上升和產(chǎn)量遞減較快階段實(shí)施注水強(qiáng)度優(yōu)化，根據(jù)以上3 類油井見(jiàn)水后含水上升形態(tài)和產(chǎn)量遞減規(guī)律，確定其優(yōu)化時(shí)機(jī)分別為7%～15%，18%～36%和28%～48%[20]。

圖12 亞凸型、亞S 型和亞凹型油井見(jiàn)水后含水上升形態(tài)Fig.12 Water cut rising form of sub-convex,sub-S and sub-concave producers after water breakthrough

揮發(fā)油在地層條件下，原油黏度低、驅(qū)油效率高，油井見(jiàn)水后優(yōu)化注水的重點(diǎn)是提高水驅(qū)波及系數(shù)。受限于深海作業(yè)成本和工程設(shè)施，依據(jù)油井儲(chǔ)層沉積特征，提出了依靠水動(dòng)力學(xué)方法來(lái)改善水驅(qū)波及系數(shù)，即水道儲(chǔ)層注采井組采用周期注水提高縱向波及系數(shù)；朵葉儲(chǔ)層注采井組采油改變液流方向提高平面波及系數(shù)。

4.1 水道儲(chǔ)層油井見(jiàn)水后的周期注水方法

縱向疊置的多期次水道間存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性，傳統(tǒng)的注水方式將使注入的水沿高滲透率水道迅速突進(jìn)，因此高滲透水道較早見(jiàn)水。由于在低滲透水道中注入水受到較大的滲流阻力，因此在低滲水道中注入水推進(jìn)緩慢。因此，較高滲透率水道注水突破之后，低滲透率水道中的水驅(qū)前端還遠(yuǎn)未驅(qū)替到油井底部。為了均衡多期次水道間水驅(qū)波及狀況，應(yīng)用改善縱向波及的周期性注水強(qiáng)度優(yōu)化技術(shù)，即間歇性地調(diào)整注水強(qiáng)度使得儲(chǔ)層中產(chǎn)生不穩(wěn)定壓力場(chǎng)，引起不同期次水道間的快速油水交換再分配，從而實(shí)現(xiàn)了提高縱向多期水道的波及系數(shù)，達(dá)到了水道間水驅(qū)均衡的效果。例如，油井P-7 與注水井I-1 儲(chǔ)層類型為濁積水道，注采井組間連通類型為復(fù)合連通型，見(jiàn)水后含水上升形態(tài)呈現(xiàn)亞S型，為減慢含水上升速度和延緩產(chǎn)量遞減，該類井在中含水階段含水上升加快，對(duì)應(yīng)注水井的注水強(qiáng)度周期性調(diào)整，增加縱向多期次水道儲(chǔ)層的波及系數(shù)，P-7井產(chǎn)油量月遞減率由4.4%降至1.8%，注水優(yōu)化效果明顯，如圖13 所示。

圖13 P-7 與I-1 注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.13 Production performance curve of well group P-7 and I-1

4.2 朵葉儲(chǔ)層油井見(jiàn)水后改變驅(qū)替方向的注水方法

朵葉主體儲(chǔ)層厚度穩(wěn)定，分布寬，具有較好的均質(zhì)性，因此水驅(qū)前緣平行推進(jìn)，油井見(jiàn)水后多呈現(xiàn)為亞凸型，即含水上升快、產(chǎn)量遞減快。

對(duì)于朵葉儲(chǔ)層油藏，應(yīng)用以提高“平面”波及為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化技術(shù)，即通過(guò)調(diào)整某些注水井注水強(qiáng)度或油井的采油強(qiáng)度，改變注入水的驅(qū)替方向，增加平面水驅(qū)波及面積，從而提高了油層中注入水的波及效率。

例如，注采井組的采油井P-2 和注水井I-4，儲(chǔ)層類型為朵葉。P-2 井見(jiàn)水后，含水呈亞凸型迅速上升。為降低油井含水上升速度，在見(jiàn)水初始階段關(guān)停注水井I-4，并調(diào)節(jié)I-3 井注水強(qiáng)度使其流向P-2 井（I-3 與I-4 井注水動(dòng)態(tài)曲線見(jiàn)圖14b），從而提高平面波及面積。

優(yōu)化注水的效果反映在P-2 井的井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線（圖14a）上。在優(yōu)化注水階段，P-2 井產(chǎn)油量月遞減率從8.6%減緩至1.6%，措施效果明顯。

圖14 P-2、I-3 與I-4 注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.14 Production performance curve of well group P-2,I-3 and I-4

5 高含水期開(kāi)采策略（深海油田“低成本”分段控堵水方法）

5.1 基于智能完井的分段控水方法

智能完井系統(tǒng)通過(guò)在開(kāi)發(fā)井中安裝傳感器，實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)獲取井下生產(chǎn)的數(shù)據(jù)，分析井下生產(chǎn)狀況，從地面操控配備在井下的流量控制設(shè)備，達(dá)到對(duì)井下生產(chǎn)或注入進(jìn)行動(dòng)態(tài)實(shí)時(shí)管理目的。應(yīng)用智能完井開(kāi)采多油層油藏，既可采多層又可單獨(dú)開(kāi)采某一油層，避免層間干擾、優(yōu)化油井生產(chǎn)。因此，在深海油田應(yīng)用智能完井可以最大程度地降低起下油井管柱的作業(yè)費(fèi)用與開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)“低成本”下的分段控水穩(wěn)油。

對(duì)于縱向上發(fā)育多期疊置水道儲(chǔ)層油藏，設(shè)計(jì)采用定向井開(kāi)發(fā)鉆穿多期水道實(shí)現(xiàn)縱向上的有效動(dòng)用。由于多期水道間儲(chǔ)層物性、壓力系統(tǒng)的差異，生產(chǎn)過(guò)程中存在層間干擾的風(fēng)險(xiǎn)。為此，設(shè)計(jì)應(yīng)用智能完井，實(shí)現(xiàn)分段控制開(kāi)發(fā)，避免層間干擾。例如油井P-8 為定向井，采用智能完井方式縱向開(kāi)發(fā)兩套含油層段U 和L，其生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線見(jiàn)圖15。

圖15 P-8 井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.15 Production performance curve of Well P-8

在投產(chǎn)初期油井產(chǎn)水，利用完井只能確定L 段見(jiàn)水，在含水率較低階段，兩段合采層間干擾較小。隨著L 段含水率不斷上升產(chǎn)油量遞減較快，且產(chǎn)油量貢獻(xiàn)比例不斷減小，同時(shí)對(duì)U 段干擾不斷加大。為此，應(yīng)用智能完井關(guān)閉L 段，打開(kāi)未見(jiàn)水U 段，在不放大油嘴的條件下，U 段產(chǎn)油量有了明顯提升，實(shí)現(xiàn)了對(duì)U 段的高效開(kāi)發(fā)。

5.2 基于時(shí)移地震的分段機(jī)械堵水方法

封堵產(chǎn)水層是降低操作成本和增加產(chǎn)油量的便捷途徑之一，由于機(jī)械堵水具有工藝簡(jiǎn)單、成本低、見(jiàn)效果快等優(yōu)勢(shì)而被廣泛應(yīng)用。機(jī)械堵水通過(guò)使用封隔器及其配套的控制工具封堵高含水油層，避免油層間的相互干擾或調(diào)整平面水驅(qū)油方向，最終實(shí)現(xiàn)增加產(chǎn)油量、減少產(chǎn)水量和提高注水利用率。

深海油田單井測(cè)試費(fèi)用高，AKPO 油田很難對(duì)高含水油井逐井進(jìn)行生產(chǎn)剖面測(cè)試。為此，通過(guò)采集時(shí)移地震，“低成本”實(shí)現(xiàn)目標(biāo)油藏所有注采井組中水驅(qū)前緣推進(jìn)位置、水驅(qū)波及范圍以及油井水淹層段有效監(jiān)測(cè)，大大降低了深海油田生產(chǎn)剖面測(cè)試費(fèi)用。在確定高含水油井水淹層段后，使用封隔器及配套控制工具封堵高含水層段，有效控制產(chǎn)水層段對(duì)產(chǎn)油層的干擾，高效開(kāi)發(fā)低含水層或未產(chǎn)水層，提高油井產(chǎn)油量。

以P-2 井為例，該井在2018-07 含水已達(dá)60%，時(shí)移地震解釋結(jié)果顯示，P-2 與對(duì)應(yīng)注水井I-4 井間水驅(qū)波及較均勻，整體呈穩(wěn)定連續(xù)推進(jìn)且水驅(qū)前緣已至P-2 井趾端，見(jiàn)圖16。因此，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)P-2 井水淹中段實(shí)施機(jī)械堵水，堵水后，該井含水率降至20%～30%，產(chǎn)油量增加400 m3/d，見(jiàn)圖17，堵水效果較好。

圖16 時(shí)移地震顯示I-4 井水驅(qū)波及特征Fig.16 Time-lapse seismic show the waterflooding sweep characteristics of I-4

圖17 堵水后P-2 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.17 Production performance curve of Well P-2 after water shutoff

應(yīng)用上述在無(wú)水采油期、中低含水期以及高含水期等階段實(shí)施高效注水及及控堵水方法，支撐了AKPO 油田連續(xù)多年采油速度保持5.0%以上高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。截至2019-12，油田采出程度已達(dá)48%，預(yù)測(cè)油田的采收率達(dá)到53%，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。同時(shí)，該套高效注水及控堵水方法對(duì)于同類深海濁積砂巖油田具有指導(dǎo)和借鑒作用。

6 結(jié)論

（1）在無(wú)水采油期階段，基于注采井組的連通類型提出了以“控制壓力”為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法，實(shí)現(xiàn)井組的分級(jí)配產(chǎn)配注。

（2）在中低含水階段，根據(jù)深海濁積儲(chǔ)層沉積類型，提出了以提高“波及”為重點(diǎn)的注水強(qiáng)度優(yōu)化方法：依靠水動(dòng)力學(xué)方法來(lái)改善水驅(qū)波及系數(shù)，水道儲(chǔ)層注采井組采用周期注水提高“縱向”波及系數(shù)；朵葉儲(chǔ)層注采井組應(yīng)用改變液流方向提高“平面”波及系數(shù)。

（3）在高含水階段，提出適宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法，即利用智能完井的分段控水和應(yīng)用時(shí)移地震的分段機(jī)械堵水方法，實(shí)現(xiàn)深海油田經(jīng)濟(jì)有效的控堵水。

（4）經(jīng)AKPO 油田實(shí)踐表明，該套高效注水及控堵水方法簡(jiǎn)單易行、經(jīng)濟(jì)有效，可以指導(dǎo)同類深海油田的注水優(yōu)化。