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摘 要：L区块属于普通稠油油藏。通过精细基础地质研究重新落实区块构造、储层发育状况等，在此基础上进行注水开发可行性分析，提出对区块进行调驱注水开发的开发方式，因此对区块2015年开展了注水开发可行性研究，于2015年8月转注2口试注，见到明显注水效果，2016.1新增转注2口，目前4个注水井组对应13口油井中有4口油井，见到明显注水效果，同时结合深部调驱进一步改善注水开发效果，为类似复杂断块油田开发提供了有益的借鉴。
关键词：普通稠油油藏;注水可行性研究;深部调驱
1 开发中存在的问题
L区块为南高北低、北西倾的单斜构造，是一个断层遮挡的层状边水油藏。共完钻各类油井27口。目前区块处于天然能量开发，天然能量不足，油井产量下降快。S2位于油水界面以上的油井，投产后基本不含水，产液量呈缓慢下降趋势;位于油水界面附近的油井，液量及液面稳定，投产初期均不含水，生产30天左右油井含水上升直至水淹。统计13口正常生产可对比油井，平均单井日产油由投产初期的16.8t下降至目前的7.5t，平均月递减率为3.5%，平均动液面由投产初期的-677m下降至-1150m，平均月降62m。
2 地质特征再认识
随着L区块完钻井资料的增加，应用三维地震结合录、测井及生产资料，重新开展综合地质研究，进一步落实了构造和储层、油层分布规律，确定了油藏类型。
利用VSP测试录取零偏和非零偏资料，结合人工合成记录建立准确的时深转换关系，落实了区块内部9条小断层及S2段地层尖灭线。S2在构造低部位发育较厚，在高部位受剥蚀面影响逐渐变薄，储层平均厚度为39.3m。平均孔隙度为22.3%，平均渗透率363.9×10-3μm2。
储集层类型为碎屑岩类，岩石类型为长石岩屑砂岩、砂砾岩，颗粒分选一般为中等，磨圆为次棱-次圆状，孔隙式胶结，接触方式为点、点-线式接触。粘土矿物含量平均为9.1%，粘土矿物组分平均含量为：蒙皂石67.4%，伊利石6.5%，高岭石19.5%，绿泥石6.6%。总体表现为水敏矿物蒙皂石含量高，速敏矿物高岭石含量中等。
主要含油层系油藏分布受构造和岩性双重控制，油藏类型属于构造-岩性油藏。平面上成条带状分布，在每个断块又受构造高低控制，高部位为油，低部位为水。纵向上平均单井钻遇3-15个油层，平均单层厚度为2.9m。砂体连通关系一般，连通系数为0.7。受断层和剥蚀面遮挡，在构造高部位成藏，平均油层厚度为24.3m，油水界面在-1580m。S2段平均原始地层压力为15.47MPa（压力系数1.00），属于正常的压力系统。S2段油层饱和压力11.65MPa。
3 注水开发可行性研究
3.1调驱注水开发的必要性研究
（1）区块投产初期采用天然能量开发，随着开采时间，油井产量下降较快，自然递减率高。2015年投产新井投产3个月后单井日产油由投产初期的12.1t下降至4.2t，平均月递减率为14.87%，平均动液面由投产初期的-812m下降至-1151m，下降339m，平均月降43m。
（2）断块边底水活跃，油井含水上升较快。区块属于单层状油藏，油层厚度较小，在10-20m，油层较集中。投产初期见水井共3 口，采水强度3.16m3/m，边底水较活跃，具有统一的原始油水界面，在-1580m。但不同区域随着生产时间油水界面上升。
（3）区块地面原油粘度为677.97mPa·s（50℃），水油流度比较大，常规注水易发生水淹水窜，因此开发中应降低流度比。
（4）受储层非均质的影响，常规水驱方向性强，水驱效果差。从相邻区块L1井示踪剂监测结果来看，示踪剂沿L2井方向突进，日推进速度为10.3m/d，而其他方向没有见着明显示踪剂。
3.2调驱注水开发的可行性研究
（1）类似油藏C区块调驱注水开发效果明显
C区块于1996年10月进行了驱油机理实验研究，研究结果表明，区块虽为稠油，但仍属于牛顿流体，油田采用注水开发是可行的，采用注聚合物溶液驱油会得到较好的驱油效果，约比水驱油效率提高6-10%，因此建议采用注聚合物溶液开发方式。
针对注入水沿底部高渗带突进的问题，C区块自2007年以来通过实施弱凝胶（2500ppm）+体膨颗粒（1%）+LPS（150ppm）调驱注水，开发效果得到改善，注采比提高，吸水剖面得到改善，产量和地层压力上升，见到了明显的増油效果。如C139井组，该井组是C区块中部1993年实施井网加密试验井组，2007年以来实施4轮调驱，见到较好效果，调驱后日产油由4.6t上升至18.3t，阶段累增油1.88×104t。
（2）相邻区块L02区块注水开发调驱效果较好
相邻区块L02区块，地质条件和原油性质与L区块相同，采取注水开发后初期4个月，断块日产液由60t上升至184t，日产油由47t上升至114t，采油速度由0.60%上升至1.46%，注水开发效果显著。
区块中部的L017井组，于2011年10月采用酚醛树脂交联的弱凝胶（聚丙烯酰胺0.25%）实施调驱。调驱后注水井吸水剖面得到改善，对应油井4口，有2口井见到明显増油效果，井组日产油由6.5t上升至14.2t，目前日产油8.2t，阶段累増油1610t。
（3）调驱注水开发可提高采收率18%
根据经验公式计算及室内试验，L区块注水开发后油田采收率可达到23%，较天然能量开发提高8%，通过调驱，可进一步提高采收率6-10%。
综合上述分析，L区块实施调驱注水开发是可行的。
3.3试验注水效果分析
从先期试验注水的两个井组注水见效情况可以看出，区块注水见效明显，均有不同程度的增油效果，2016.1扩大注水开发区域，新增转注2口（L5-06、L018），但从单井组注水见效情况来看，注水见效平面水驱方向性强，平面、层间矛盾突出，借鉴相邻油藏调驱成功经验，建议下步进行深部调驱，改善注水开发效果。
4 结论及认识
（1）精細基础地质研究落实构造及储层特征，是进行注水开发调整的重要基础。
（2）进行单井评价，开展井组分析是评价注水开发有效的必要手段。
（3）适时实施深部调驱，是改善注水开发效果的有效手段。
作者简介：
王荣娟（1986-），女，工程师，2010年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现从事油藏开发地质动态研究工作。
中油辽河油田公司，辽宁盘锦，124010
关键词：普通稠油油藏;注水可行性研究;深部调驱
1 开发中存在的问题
L区块为南高北低、北西倾的单斜构造，是一个断层遮挡的层状边水油藏。共完钻各类油井27口。目前区块处于天然能量开发，天然能量不足，油井产量下降快。S2位于油水界面以上的油井，投产后基本不含水，产液量呈缓慢下降趋势;位于油水界面附近的油井，液量及液面稳定，投产初期均不含水，生产30天左右油井含水上升直至水淹。统计13口正常生产可对比油井，平均单井日产油由投产初期的16.8t下降至目前的7.5t，平均月递减率为3.5%，平均动液面由投产初期的-677m下降至-1150m，平均月降62m。
2 地质特征再认识
随着L区块完钻井资料的增加，应用三维地震结合录、测井及生产资料，重新开展综合地质研究，进一步落实了构造和储层、油层分布规律，确定了油藏类型。
利用VSP测试录取零偏和非零偏资料，结合人工合成记录建立准确的时深转换关系，落实了区块内部9条小断层及S2段地层尖灭线。S2在构造低部位发育较厚，在高部位受剥蚀面影响逐渐变薄，储层平均厚度为39.3m。平均孔隙度为22.3%，平均渗透率363.9×10-3μm2。
储集层类型为碎屑岩类，岩石类型为长石岩屑砂岩、砂砾岩，颗粒分选一般为中等，磨圆为次棱-次圆状，孔隙式胶结，接触方式为点、点-线式接触。粘土矿物含量平均为9.1%，粘土矿物组分平均含量为：蒙皂石67.4%，伊利石6.5%，高岭石19.5%，绿泥石6.6%。总体表现为水敏矿物蒙皂石含量高，速敏矿物高岭石含量中等。
主要含油层系油藏分布受构造和岩性双重控制，油藏类型属于构造-岩性油藏。平面上成条带状分布，在每个断块又受构造高低控制，高部位为油，低部位为水。纵向上平均单井钻遇3-15个油层，平均单层厚度为2.9m。砂体连通关系一般，连通系数为0.7。受断层和剥蚀面遮挡，在构造高部位成藏，平均油层厚度为24.3m，油水界面在-1580m。S2段平均原始地层压力为15.47MPa（压力系数1.00），属于正常的压力系统。S2段油层饱和压力11.65MPa。
3 注水开发可行性研究
3.1调驱注水开发的必要性研究
（1）区块投产初期采用天然能量开发，随着开采时间，油井产量下降较快，自然递减率高。2015年投产新井投产3个月后单井日产油由投产初期的12.1t下降至4.2t，平均月递减率为14.87%，平均动液面由投产初期的-812m下降至-1151m，下降339m，平均月降43m。
（2）断块边底水活跃，油井含水上升较快。区块属于单层状油藏，油层厚度较小，在10-20m，油层较集中。投产初期见水井共3 口，采水强度3.16m3/m，边底水较活跃，具有统一的原始油水界面，在-1580m。但不同区域随着生产时间油水界面上升。
（3）区块地面原油粘度为677.97mPa·s（50℃），水油流度比较大，常规注水易发生水淹水窜，因此开发中应降低流度比。
（4）受储层非均质的影响，常规水驱方向性强，水驱效果差。从相邻区块L1井示踪剂监测结果来看，示踪剂沿L2井方向突进，日推进速度为10.3m/d，而其他方向没有见着明显示踪剂。
3.2调驱注水开发的可行性研究
（1）类似油藏C区块调驱注水开发效果明显
C区块于1996年10月进行了驱油机理实验研究，研究结果表明，区块虽为稠油，但仍属于牛顿流体，油田采用注水开发是可行的，采用注聚合物溶液驱油会得到较好的驱油效果，约比水驱油效率提高6-10%，因此建议采用注聚合物溶液开发方式。
针对注入水沿底部高渗带突进的问题，C区块自2007年以来通过实施弱凝胶（2500ppm）+体膨颗粒（1%）+LPS（150ppm）调驱注水，开发效果得到改善，注采比提高，吸水剖面得到改善，产量和地层压力上升，见到了明显的増油效果。如C139井组，该井组是C区块中部1993年实施井网加密试验井组，2007年以来实施4轮调驱，见到较好效果，调驱后日产油由4.6t上升至18.3t，阶段累增油1.88×104t。
（2）相邻区块L02区块注水开发调驱效果较好
相邻区块L02区块，地质条件和原油性质与L区块相同，采取注水开发后初期4个月，断块日产液由60t上升至184t，日产油由47t上升至114t，采油速度由0.60%上升至1.46%，注水开发效果显著。
区块中部的L017井组，于2011年10月采用酚醛树脂交联的弱凝胶（聚丙烯酰胺0.25%）实施调驱。调驱后注水井吸水剖面得到改善，对应油井4口，有2口井见到明显増油效果，井组日产油由6.5t上升至14.2t，目前日产油8.2t，阶段累増油1610t。
（3）调驱注水开发可提高采收率18%
根据经验公式计算及室内试验，L区块注水开发后油田采收率可达到23%，较天然能量开发提高8%，通过调驱，可进一步提高采收率6-10%。
综合上述分析，L区块实施调驱注水开发是可行的。
3.3试验注水效果分析
从先期试验注水的两个井组注水见效情况可以看出，区块注水见效明显，均有不同程度的增油效果，2016.1扩大注水开发区域，新增转注2口（L5-06、L018），但从单井组注水见效情况来看，注水见效平面水驱方向性强，平面、层间矛盾突出，借鉴相邻油藏调驱成功经验，建议下步进行深部调驱，改善注水开发效果。
4 结论及认识
（1）精細基础地质研究落实构造及储层特征，是进行注水开发调整的重要基础。
（2）进行单井评价，开展井组分析是评价注水开发有效的必要手段。
（3）适时实施深部调驱，是改善注水开发效果的有效手段。
作者简介：
王荣娟（1986-），女，工程师，2010年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现从事油藏开发地质动态研究工作。
中油辽河油田公司，辽宁盘锦，124010