摘要：錦16塊興隆臺(tái)油層是遼河油田典型的高孔高滲注水開發(fā)主力區(qū)塊，投入開發(fā)以來，采用強(qiáng)注強(qiáng)采的生產(chǎn)方式，油水井間形成滲流優(yōu)勢(shì)通道，油井見效期后，含水上升速度加快，注入水利用率低，導(dǎo)致注入水無效循環(huán)。目前已經(jīng)進(jìn)入特高含水期，油、水分布變得異常復(fù)雜。油層平面、層間及層內(nèi)矛盾不斷加劇，只有不斷地完善注采系統(tǒng)，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，實(shí)施動(dòng)態(tài)分析，通過注采結(jié)構(gòu)調(diào)整和配套的綜合治理措施，才能實(shí)現(xiàn)油藏高效開發(fā)。

關(guān)鍵詞：特高含水期;注采井網(wǎng);增排;注入水利用率

一、油藏概況

錦16（東）塊興隆臺(tái)油層位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田南部，儲(chǔ)層為新生界下第三系沙河街組沙一下—沙二地層，位于西八千三角洲前緣河口砂壩壩河部位。含油面積2.08km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1462×104t， 可采儲(chǔ)量747萬噸，油層埋深-1255m～-1460m。巖性以厚層粉～粗砂巖和細(xì)礫砂巖為主，劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個(gè)油層組，17個(gè)砂巖組，33個(gè)小層。其中興Ⅱ油層組8個(gè)小層，興Ⅲ油層組10個(gè)小層。單層最大厚度20.8m，一般為5m左右，平均油層有效厚度36.2m。儲(chǔ)層平均孔隙度29.1%，空氣滲透率2.201μm2，有效滲透率0.75μm2。巖石固結(jié)程度差，泥質(zhì)膠結(jié)為主，泥質(zhì)含量12.4%。該區(qū)地層原油密度（20℃）0.9317g/cm3，粘度（50℃）72.78mpa.s，凝固點(diǎn)-21℃，含蠟量3.48%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量18.21%，地層原油密度0.8785g/cm3，粘度14.3mpa.s，油水粘度比較大為24.6，飽和壓力12.4Mpa，體積系數(shù)1.1037，原始?xì)庥捅?2.0m3/t。

1.1開發(fā)歷程

按綜合含水率變化情況，錦16興開發(fā)階段可劃分為四個(gè)階段：低含水開發(fā)階段（0—20%）、中含水開發(fā)階段（20%—60%）、高含水開發(fā)階段（60%—90%）和特高含水開發(fā)階段（90%—）。目前區(qū)塊綜合含水已高達(dá)96.8%，處于特高含水開發(fā)后期。

1.2開采現(xiàn)狀

截止2015年6月，錦16（東）興隆臺(tái)油層共有油井74口，開井60口，日產(chǎn)液4525m3，日產(chǎn)油160t，綜合含水96.5%，采油速度0.41%，注水井總井21口，開井19口，日注水3656m3，月注采比0.82，累計(jì)注采比1.1。

二、存在的主要問題

2.1油層層間、平面矛盾日益突出

錦16興塊垂向上油層多、層間差異大，從而造成生產(chǎn)中的層間干擾現(xiàn)象日益加劇。興Ⅱ1-2小層滲透率為964×10-3μm2，興Ⅱ3-4小層滲透率為730×10-3μm2，興Ⅱ5-6小層滲透率為128×10-3μm2，興Ⅱ7-8小層滲透率為95×10-3μm2，興Ⅱ平均滲透率為566×10-3μm2，變異系數(shù)為0.86，極差為10.15變異系數(shù)較高。

2.2注采比不合理，注采不平衡

根據(jù)注采比與地層壓力關(guān)系得出：當(dāng)注采比在1.05-1.15時(shí)，地層壓力保持在12.6-13.2MPa，油井含水上升速度較慢;當(dāng)注采比大于1.2后，地層壓力恢復(fù)到原始地層壓力附近，油井含水上升速度加劇;當(dāng)注采比小于1.0時(shí)，滿足不了油井提液要求。合理注采比的確定應(yīng)能滿足產(chǎn)液量合理增長(zhǎng)，以及地層壓力得以保持或合理恢復(fù)的需要，目前區(qū)塊水驅(qū)注入強(qiáng)度和采液強(qiáng)度不同部位存在差異。個(gè)別井區(qū)注采比最高已達(dá)到1. 86，最低為0.78，注采不均衡。

2.3注采丼網(wǎng)不合理，油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系差，吸水不均衡

有5個(gè)井組注采井網(wǎng)不完善，其中缺乏注水井點(diǎn)井組2個(gè)，如錦2-2-205井采油層位興Ⅱ1-2，周邊無對(duì)應(yīng)注水井，導(dǎo)致井組水驅(qū)低效，油井供液能力差;注采剖面對(duì)應(yīng)關(guān)系較差、吸水不均3個(gè)井組，如錦16-于H21C井組，油井采油層位和主要吸水層為不匹配，導(dǎo)致主要產(chǎn)油層生產(chǎn)狀況差。

三、改善注水開發(fā)效果的主要做法

3.1通過油井轉(zhuǎn)注、恢復(fù)注水等方法完善注采井網(wǎng)

針對(duì)注采井網(wǎng)不完善現(xiàn)象，2013年以來油井轉(zhuǎn)注2口（錦2-4-6、錦2-2-05C），恢復(fù)注水1口（錦2-5-236），實(shí)施細(xì)分注水5口（丙4-更126、錦2-4-307、錦2-5-127、錦2-3-325、錦2-4-316），合理調(diào)整了縱向注采結(jié)構(gòu)，提高了水驅(qū)動(dòng)用程度。

3.2優(yōu)選油井實(shí)施提液增排，保持注采平衡

2014年以來通過對(duì)全區(qū)塊油水井進(jìn)行重新對(duì)比分析，細(xì)化到層系、井組、小層，分析每個(gè)油層巖性、厚度和滲透率在平面上、縱向上的變化，從而掌握了每個(gè)井組注采現(xiàn)狀，根據(jù)油井供液能力，確定油井合理工作參數(shù)，使油井在合理壓差下工作。2014年以來調(diào)參24井次，日增液403m3，日增油13.5t，累計(jì)增油1094t。

3.3利用新技術(shù)，挖掘剩余油可采儲(chǔ)量

針對(duì)層間矛盾突出，滲流優(yōu)勢(shì)通道嚴(yán)重，注入水無效循環(huán)的現(xiàn)象。 2013年7月在合采區(qū)平面上構(gòu)造簡(jiǎn)單、縱向上油層發(fā)育厚度較大的部位優(yōu)選歡2-22-5井區(qū)3個(gè)井組實(shí)施微球調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，共涉及注水井3口，油井10口，采用不規(guī)則注采井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)雙向受效井4口，單向受效井6口;縱向上選擇興Ⅱ1-4小層，采取先“堵”后“改向”的方式，封堵水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向，改變注入劑驅(qū)替方向，分三段塞注入。其中油井歡2-22-05 日產(chǎn)油由5.1t上升到最高時(shí)13.7t，含水由95.5%下降到87.5%，累增油815t，井組日增油13.5噸，累計(jì)增油2145噸。同時(shí)在對(duì)歡2-22-5井區(qū)剩余油分析的基礎(chǔ)上，實(shí)施側(cè)鉆1井次（23-6C）、補(bǔ)層2井次（1-306C2、24-4），累計(jì)增油2246噸。

四、實(shí)施效果評(píng)價(jià)

（1）區(qū)塊日產(chǎn)油從2013年1月的112t上升到目前160t，日產(chǎn)液從3732m3上升到4525m3，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)中有升的趨勢(shì)。

（2）采油速度從0.28%提高到0.41%，自然遞減率從2.5%下降到目前-10.2%。

五、認(rèn)識(shí)

“今天的注水就是明天的產(chǎn)量”，我們應(yīng)該意識(shí)到注水的重要性，“注好水，注夠水”。其次，根據(jù)錦16塊油井生產(chǎn)情況，進(jìn)一步細(xì)分層系、重組注水，解決層間、層內(nèi)矛盾，及時(shí)調(diào)整注采井網(wǎng)，完善注水井網(wǎng)，提高注水有效率，使錦16塊特高含水期得以穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，創(chuàng)造更多的經(jīng)濟(jì)效益。

參考文獻(xiàn)：

[1]劉斌.歡喜嶺油田錦16塊開發(fā)調(diào)整效果分析及認(rèn)識(shí)[J].石油勘探與開發(fā)，1999，（2）.

作者簡(jiǎn)介：

田沛（1986—），男，中油遼河油田公司工程師，2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)。