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摘要：胜坨油田目前已进入高含水、高采出程度阶段，开发矛盾日益突出，措施效果变差。为实现整装油藏特高含水期稳产，充分利用井、层含水差异，优选分层措施，开展注水结构、产液結构、储采结构的合理调整，取得了显著的增油效果。
关键词：胜坨油田；特高含水期；注采调整；对策
中图分类号：TE33+1
前 言
胜坨油田经过40多年的注水开发，目前进入特高含水开发后期，已经整体进入深度开发阶段。胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%，所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。室内试验结果表明，综合含水90%以后的阶段可提高驱油效率16-25%，占开发期总驱油效率的25%-40%，为实现特高含水期整装油藏的可持续发展，“十一五”以来，采油厂始终围绕提高油田采收率、储量动用率和单井产能，通过积极探索分区域、分类井、分含水级别的结构调整做法，最大限度地减少低效、无效注水，既保持油田可持续发展，又实现开发效益最大化，对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值。
1 胜坨油田基本概况
胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡，是典型的大型整装油田，含油面积84.83Km2，动用石油地质储量45802×104t，可采储量18538×104t，采收率40.5%。胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段：低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。胜坨油田为一多层砂岩整装油田，油藏类型多，储层非均质严重，按沉积类型分为四类油藏，一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层，二类是以河流相沉积的非主力油层，三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层，四类是东营组及低渗难动用油藏。据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。
2 注采调整的依据
从剩余油分布情况看，高含水后期油层岩性、物性、含油性都发生了很大变化，剩余油分布非常复杂，利用物模、数模、矿场密闭取心、动态监测等资料，对高含水期剩余油分布特征进行重新认识，整体具有“普遍分布、局部富集”的特点。如在电测解释表明夹层上部含油饱和度达59.7%，夹层下部仅有33.2%。因此，注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。油田注水开发油田的生产实践表明，油田含水的增高直接决定了液油比的增大和产液、产油能力的变化。无因此产液指数增长进入特高含水期，在含水96%左右发生“上翘”现象。如果不能有效控制含水上升速度，在特高含水期要保持稳产，就必须持续大幅度地提高采液量，开发效益变差，因此搞好稳液控水改善后续水驱效果就十分有必要。
3 注采调整的主要做法
3.1 注水结构调整
3.1.1 完善恢复注采系统，进行平面调整
整装油藏油层胶结疏松，套坏、套损、带病生产注水井增多，局部井网二次不完善。在油水井数比较高、注采系统不完善的井区转注部分老油井或适当补钻新注水井，在动态井网不完善井区集中力量修复套损注水井或更新注水井。
3.1.2 提高分注水合格率和调配频率，扩大波及体积
对后续水驱单元地层出砂、吐聚加剧，分层注水质量下降的问题，采取防蠕动防返吐偏心注水管柱为主导、桥式偏心分层注水管柱为辅的分层注水工艺技术；对套管修复后井筒尺寸变小，配套应用小直径分层注水管柱、双管分层注水工艺技术，取得较好效果。“十一五”期间，油田分注井层段合格率由提高6.5%。利用重新研究与调整注水井的层段性质、层段数以及层段划分的合理性，实施水井调剖平均油压上升1.8Mpa；对注采比小于0.8的井组、62个层段实施提水。
3.2 产液结构调整
（1）控制高含水井层的低效、无效产液量。综合含水高于90%的井主要以控液为主，协调注采管理，提高注入水利用率[2]。综合含水90%～95%的井层合理降液，采用有机冻胶深部堵水+封口技术，挖掘层内潜力；对综合含水高于96%的井层重点降液，采取高关、间歇开井、堵水措施治理。实施高含水井间歇开井50～60井次，堵水措施30井次，日产油由1.6t/d上升到4.0t/d，含水由97.7%下降至92.6%。（2）提高低含水井层的产液量。综合含水小于90%的井层，在加强差油层注水的条件下，采取提液为主的方法来保持稳产。其中沉没度大于500米的井，采取上调参数、下大泵等措施及时提液；沉没度小于300米的井，采取压裂、酸化、混排、地填、完善注采关系，以及水井细分调整和措施增注，提高薄差层的供液能力。优选治理含水低于90%，日产液小于30吨的油井，单井日产油由2.3t/d上升到4.5t/d，日增油2.2t/d。
3.3 储采结构调整
（1）挖掘井网结合部潜力。水驱单元与正注聚单元结合部，强化注采调整，水井降水，油井提液，引导结合部井位见效。水驱单元与稠油热采单元结合部，通过优化注汽引效，降低油稠对开发的影响。（2）改变液流方向潜力。通过变形原井网、脉冲注水改变油层水流方向，扩大注入水波及体积。井网调整非均相复合驱先导试验，通过井网调整，老水井间加密新油井，老油井间加密新水井，油水井排间正对位置加密新井，隔井转注，变分流线为主流线，再利用复合体系进一步扩大波及体积和洗油效率。
通过注采结构的综合调整后，开发效果明显得到改善。注水结构合理，注水量年增长率降低2.75%，综合递减下降4.8%；含水上升率得到控制，夯实油田稳产基础。
4 结 论
油田已经入特高含水阶段，水驱作为主要开发方式，是油田开发的主战场，解放思想、更新观念，充分认识特高含水阶段剩余油分布特征，是实现水驱油藏深度开发的前提；特高含水开发期剩余可动油仍以“普遍分布”为主，保证井网完整性是改善油藏开发效果的基础；通过对不同区块、不同含水井、不同含水层的注水结构、产液结构、储采结构优化，在控制产水量增长的条件下可实现较长时间的稳产。
关键词：胜坨油田；特高含水期；注采调整；对策
中图分类号：TE33+1
前 言
胜坨油田经过40多年的注水开发，目前进入特高含水开发后期，已经整体进入深度开发阶段。胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%，所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。室内试验结果表明，综合含水90%以后的阶段可提高驱油效率16-25%，占开发期总驱油效率的25%-40%，为实现特高含水期整装油藏的可持续发展，“十一五”以来，采油厂始终围绕提高油田采收率、储量动用率和单井产能，通过积极探索分区域、分类井、分含水级别的结构调整做法，最大限度地减少低效、无效注水，既保持油田可持续发展，又实现开发效益最大化，对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值。
1 胜坨油田基本概况
胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡，是典型的大型整装油田，含油面积84.83Km2，动用石油地质储量45802×104t，可采储量18538×104t，采收率40.5%。胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段：低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。胜坨油田为一多层砂岩整装油田，油藏类型多，储层非均质严重，按沉积类型分为四类油藏，一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层，二类是以河流相沉积的非主力油层，三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层，四类是东营组及低渗难动用油藏。据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。
2 注采调整的依据
从剩余油分布情况看，高含水后期油层岩性、物性、含油性都发生了很大变化，剩余油分布非常复杂，利用物模、数模、矿场密闭取心、动态监测等资料，对高含水期剩余油分布特征进行重新认识，整体具有“普遍分布、局部富集”的特点。如在电测解释表明夹层上部含油饱和度达59.7%，夹层下部仅有33.2%。因此，注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。油田注水开发油田的生产实践表明，油田含水的增高直接决定了液油比的增大和产液、产油能力的变化。无因此产液指数增长进入特高含水期，在含水96%左右发生“上翘”现象。如果不能有效控制含水上升速度，在特高含水期要保持稳产，就必须持续大幅度地提高采液量，开发效益变差，因此搞好稳液控水改善后续水驱效果就十分有必要。
3 注采调整的主要做法
3.1 注水结构调整
3.1.1 完善恢复注采系统，进行平面调整
整装油藏油层胶结疏松，套坏、套损、带病生产注水井增多，局部井网二次不完善。在油水井数比较高、注采系统不完善的井区转注部分老油井或适当补钻新注水井，在动态井网不完善井区集中力量修复套损注水井或更新注水井。
3.1.2 提高分注水合格率和调配频率，扩大波及体积
对后续水驱单元地层出砂、吐聚加剧，分层注水质量下降的问题，采取防蠕动防返吐偏心注水管柱为主导、桥式偏心分层注水管柱为辅的分层注水工艺技术；对套管修复后井筒尺寸变小，配套应用小直径分层注水管柱、双管分层注水工艺技术，取得较好效果。“十一五”期间，油田分注井层段合格率由提高6.5%。利用重新研究与调整注水井的层段性质、层段数以及层段划分的合理性，实施水井调剖平均油压上升1.8Mpa；对注采比小于0.8的井组、62个层段实施提水。
3.2 产液结构调整
（1）控制高含水井层的低效、无效产液量。综合含水高于90%的井主要以控液为主，协调注采管理，提高注入水利用率[2]。综合含水90%～95%的井层合理降液，采用有机冻胶深部堵水+封口技术，挖掘层内潜力；对综合含水高于96%的井层重点降液，采取高关、间歇开井、堵水措施治理。实施高含水井间歇开井50～60井次，堵水措施30井次，日产油由1.6t/d上升到4.0t/d，含水由97.7%下降至92.6%。（2）提高低含水井层的产液量。综合含水小于90%的井层，在加强差油层注水的条件下，采取提液为主的方法来保持稳产。其中沉没度大于500米的井，采取上调参数、下大泵等措施及时提液；沉没度小于300米的井，采取压裂、酸化、混排、地填、完善注采关系，以及水井细分调整和措施增注，提高薄差层的供液能力。优选治理含水低于90%，日产液小于30吨的油井，单井日产油由2.3t/d上升到4.5t/d，日增油2.2t/d。
3.3 储采结构调整
（1）挖掘井网结合部潜力。水驱单元与正注聚单元结合部，强化注采调整，水井降水，油井提液，引导结合部井位见效。水驱单元与稠油热采单元结合部，通过优化注汽引效，降低油稠对开发的影响。（2）改变液流方向潜力。通过变形原井网、脉冲注水改变油层水流方向，扩大注入水波及体积。井网调整非均相复合驱先导试验，通过井网调整，老水井间加密新油井，老油井间加密新水井，油水井排间正对位置加密新井，隔井转注，变分流线为主流线，再利用复合体系进一步扩大波及体积和洗油效率。
通过注采结构的综合调整后，开发效果明显得到改善。注水结构合理，注水量年增长率降低2.75%，综合递减下降4.8%；含水上升率得到控制，夯实油田稳产基础。
4 结 论
油田已经入特高含水阶段，水驱作为主要开发方式，是油田开发的主战场，解放思想、更新观念，充分认识特高含水阶段剩余油分布特征，是实现水驱油藏深度开发的前提；特高含水开发期剩余可动油仍以“普遍分布”为主，保证井网完整性是改善油藏开发效果的基础；通过对不同区块、不同含水井、不同含水层的注水结构、产液结构、储采结构优化，在控制产水量增长的条件下可实现较长时间的稳产。