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[摘 要]北三东区块进入特高含水期以后，注水，产液能耗量高，低效无效循环严重，已经严重的影响到区块的开发形势。因而，如何准确有效的控制该区块的低效无效循环，是保证该区块稳产的一个必要条件。本文就低效无效循环的成因、变化特征、识别方法以及综合治理入手，深入的分析了低效无效循环，提出相关治理手段，并取得了一定的效果。
[关键词]特高含水期；无效注采；控制方法；效果
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）33-0120-01
1 低效、无效循环的成因
1.1 低效、无效循环层的概念
低效、无效循环层，俗称“大孔道”，它是指储层中注入水的优势通道。在大庆油田目前主要表现为各种河道砂岩储层由于自身向上变细的旋回性和渗透率的差异性，加上油、水的重力分异作用，造成注入水优先沿着河道砂岩主体带底部高渗透带向油井快速突进，并且在长期注水冲刷条件下，水相渗透率逐渐升高，形成油水井间相互连通的高渗透强水洗通道。当其驱油效率接近或达到残余油饱和度时，强水洗段的波及体积和驱油效率不再明显提高，形成注入水的低效或无效循环场，严重干扰油层顶部及其他部位的吸水和出油状况。这一定义特指油层内原始孔隙结构相对较好的高渗透部位，经长期注水冲刷后所形成的那部分“大孔道”。
1.2 低效、无效循环的形成
当一套层系开采多个油层时，由于层间矛盾的影响，高渗透层吸水量随着渗透率级差的变大明显增加；相对低渗层吸水量受到高渗透层位影响而逐渐减少，经长期水驱开发后，由于高渗透层阻力变小，注水绝大部分沿高渗透层流走，导致其它相对低渗层水驱不能受效，所以全区含水主要受到高渗透层控制，而高渗透层进入高含水期后，产液中油量逐渐变少，此时注水不再起到驱油作用，开始出现低效、无效循环现象[1]。
2 低效无效循环的变化特征及识别方法
由于地下砂体的非均质性，以及目前测试技术的局限性，要搞清无效水循环部位，靠单一资料很难实现，必须根据动、静态数据和各种监测资料综合识别。
2.1 分析区块生产状况，判断区块无效循环出现的时间
从区块的产油量和液油比的历年变化上可以看出，当1998年区块综合含水上升到 91.0%，进入特高含水期后，液油比高达 11.4，并且逐年呈明显增大趋势，产量递减加快，无效低效注采循环变得严重。
2.2 利用精细地质研究成果研究无效循环的分布状况
根据砂体连通关系和注采井的历年注采状况可预测无效注采循环场的存在。
主河道部位的砂体：油水井一类连通，注采关系完善程度高、开采时间长（15年以上）层内一般都存在无效注采部位。
局部厚坨状砂体：油水井处于同一砂体上，由于液流方向单一，多数已处于无效或低效生产状态。
大面积分布的三角洲前缘主体席状砂：油水井一类连通，经过一、二次加密调整以及细分注水和压裂改造，目前一部分也形成了无效注采循环。
2.3 利用新井水淹资料，确定无效循环的具体位置
北三东2011年新钻大量聚合物驱加密井，其水淹解释资料能够直观地反映出油层的最新动用状况，可以清楚地识别出无效循环条带和厚油层内部的无效循环部位。
根据2011钻 94 口聚合物驱加密井水淹层解释结果，34.6%的厚度为高水淹，33.1%的厚度为中水淹，低水淹和未水淹厚度共占 32.4%。从各沉积单元的水淹状况分布图可以看出，高水淹的平面分布特征与砂体沉积特征具有较好的一致性。高水淹区域主要集中在河道主体沉积的砂体中，呈南北向条带状分布，與物源沉积方向一致。在河道边部或心滩附近水淹程度相对较低[2]。
3 在控制无效注水方面的做法及效果
3.1 拓宽注水井调整思路，控制无效注水
为更好的解决北三东区块，含水高，低效无效循环严重的问题，2011年我们在加大水井调整力度的同时，重点针对高含水井区进行了相应调整。
2011年共水井调整93口井，层段数增加57个，油层有效厚度吸水比例较调整前增加了6.98个百分点。周围254口无措施采油井，平均单井日增油0.11t，综合含水下降0.12个百分点。其中高含水控注35井次，配注下降645m3/d，实注下降632m3/d，周围101口无措施采油井，平均单井日降液4.0t，日增油0.02t，含水下降0.3个百分点，流压下降0.20MPa。
3.2 通过周期注水，提高注水利用率
为保持开发形势的稳定，我们在选择周期注水井区的时候，主要针对注采较完善井区，以及地层压力较高的井区实施周期注水，重点开展以下两方面工作：
一是针对北三东一次加密井含水高、平面和层间动用差异大的特点，在北3-4、北3-5排选取20注29采的周期注水井区，采取井间异步交叉方式实施葡II、高台子油层交替注水，目前实施第一周期，节约注水2.6×104m3，周围油井产油量稳定，含水略降。
二是加大全井周期注水的力度，选择综合含水高，地层压力高的调整井开展全井周期注水，半周期一个月，通过周期注水调整层间压差，减缓层间矛盾，减缓含水上升和产量递减速度；
目前，全区158口周期注水井累计节约注水41.74×104m3，周围475口采油井少产水1.81×104m3，产油量稳定，综合含水下降0.15个百分点，取得较好的控水效果。
3.3 探索调剖方法控制低效无效循环
为向层内要油，在层内控水，决定采用水驱流向改变剂深度调剖， 水驱流向改变剂深度调剖主要是改变剂注入油藏后，在油藏深部，由于压差较小，胶粒将在油藏孔隙内滞留，堵塞大孔道的水流通道，具有深部液流转向作用，可以封堵高渗透条带，从而使受抑制的中低渗透带发挥潜力，较好地改善厚油层内的动用差异， 进一步挖潜剩余油。目前已完成了4口注水井水驱流向改变剂深度调剖工作。
油水井见到了一定效果：注水井调剖后注入压力上升，吸水剖面比调剖前有明显改变，深度调剖井组6口中心井，有3口井见效，日产液下降38，日产油增加5.1，综合含水下降3.0个百分点。
4 认识
周期注水是治理低效无效循环的有效手段，选择周期注水井的时候，要考虑既不能影响开发形势，又要有效的控制低效无效循环，这就需要通过优化周期注水井区来完成。主要针对注采系统较完善、地层压力水平较高的井区周期注水，做到周期注水与控制低效无效循环，减缓含水上升速度相结合、与低含水油层的剩余油挖潜相结合、与压力系统调整相结合。
参考文献
[1] 陈程，孙义梅1厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[]1大庆石油地质与开发，2003，22（2）：242271.
[2] 赵翰卿1对储层流动单元研究的认识与建议[]1大庆石油地质与开发，2001，20（3）：82101.
[关键词]特高含水期；无效注采；控制方法；效果
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）33-0120-01
1 低效、无效循环的成因
1.1 低效、无效循环层的概念
低效、无效循环层，俗称“大孔道”，它是指储层中注入水的优势通道。在大庆油田目前主要表现为各种河道砂岩储层由于自身向上变细的旋回性和渗透率的差异性，加上油、水的重力分异作用，造成注入水优先沿着河道砂岩主体带底部高渗透带向油井快速突进，并且在长期注水冲刷条件下，水相渗透率逐渐升高，形成油水井间相互连通的高渗透强水洗通道。当其驱油效率接近或达到残余油饱和度时，强水洗段的波及体积和驱油效率不再明显提高，形成注入水的低效或无效循环场，严重干扰油层顶部及其他部位的吸水和出油状况。这一定义特指油层内原始孔隙结构相对较好的高渗透部位，经长期注水冲刷后所形成的那部分“大孔道”。
1.2 低效、无效循环的形成
当一套层系开采多个油层时，由于层间矛盾的影响，高渗透层吸水量随着渗透率级差的变大明显增加；相对低渗层吸水量受到高渗透层位影响而逐渐减少，经长期水驱开发后，由于高渗透层阻力变小，注水绝大部分沿高渗透层流走，导致其它相对低渗层水驱不能受效，所以全区含水主要受到高渗透层控制，而高渗透层进入高含水期后，产液中油量逐渐变少，此时注水不再起到驱油作用，开始出现低效、无效循环现象[1]。
2 低效无效循环的变化特征及识别方法
由于地下砂体的非均质性，以及目前测试技术的局限性，要搞清无效水循环部位，靠单一资料很难实现，必须根据动、静态数据和各种监测资料综合识别。
2.1 分析区块生产状况，判断区块无效循环出现的时间
从区块的产油量和液油比的历年变化上可以看出，当1998年区块综合含水上升到 91.0%，进入特高含水期后，液油比高达 11.4，并且逐年呈明显增大趋势，产量递减加快，无效低效注采循环变得严重。
2.2 利用精细地质研究成果研究无效循环的分布状况
根据砂体连通关系和注采井的历年注采状况可预测无效注采循环场的存在。
主河道部位的砂体：油水井一类连通，注采关系完善程度高、开采时间长（15年以上）层内一般都存在无效注采部位。
局部厚坨状砂体：油水井处于同一砂体上，由于液流方向单一，多数已处于无效或低效生产状态。
大面积分布的三角洲前缘主体席状砂：油水井一类连通，经过一、二次加密调整以及细分注水和压裂改造，目前一部分也形成了无效注采循环。
2.3 利用新井水淹资料，确定无效循环的具体位置
北三东2011年新钻大量聚合物驱加密井，其水淹解释资料能够直观地反映出油层的最新动用状况，可以清楚地识别出无效循环条带和厚油层内部的无效循环部位。
根据2011钻 94 口聚合物驱加密井水淹层解释结果，34.6%的厚度为高水淹，33.1%的厚度为中水淹，低水淹和未水淹厚度共占 32.4%。从各沉积单元的水淹状况分布图可以看出，高水淹的平面分布特征与砂体沉积特征具有较好的一致性。高水淹区域主要集中在河道主体沉积的砂体中，呈南北向条带状分布，與物源沉积方向一致。在河道边部或心滩附近水淹程度相对较低[2]。
3 在控制无效注水方面的做法及效果
3.1 拓宽注水井调整思路，控制无效注水
为更好的解决北三东区块，含水高，低效无效循环严重的问题，2011年我们在加大水井调整力度的同时，重点针对高含水井区进行了相应调整。
2011年共水井调整93口井，层段数增加57个，油层有效厚度吸水比例较调整前增加了6.98个百分点。周围254口无措施采油井，平均单井日增油0.11t，综合含水下降0.12个百分点。其中高含水控注35井次，配注下降645m3/d，实注下降632m3/d，周围101口无措施采油井，平均单井日降液4.0t，日增油0.02t，含水下降0.3个百分点，流压下降0.20MPa。
3.2 通过周期注水，提高注水利用率
为保持开发形势的稳定，我们在选择周期注水井区的时候，主要针对注采较完善井区，以及地层压力较高的井区实施周期注水，重点开展以下两方面工作：
一是针对北三东一次加密井含水高、平面和层间动用差异大的特点，在北3-4、北3-5排选取20注29采的周期注水井区，采取井间异步交叉方式实施葡II、高台子油层交替注水，目前实施第一周期，节约注水2.6×104m3，周围油井产油量稳定，含水略降。
二是加大全井周期注水的力度，选择综合含水高，地层压力高的调整井开展全井周期注水，半周期一个月，通过周期注水调整层间压差，减缓层间矛盾，减缓含水上升和产量递减速度；
目前，全区158口周期注水井累计节约注水41.74×104m3，周围475口采油井少产水1.81×104m3，产油量稳定，综合含水下降0.15个百分点，取得较好的控水效果。
3.3 探索调剖方法控制低效无效循环
为向层内要油，在层内控水，决定采用水驱流向改变剂深度调剖， 水驱流向改变剂深度调剖主要是改变剂注入油藏后，在油藏深部，由于压差较小，胶粒将在油藏孔隙内滞留，堵塞大孔道的水流通道，具有深部液流转向作用，可以封堵高渗透条带，从而使受抑制的中低渗透带发挥潜力，较好地改善厚油层内的动用差异， 进一步挖潜剩余油。目前已完成了4口注水井水驱流向改变剂深度调剖工作。
油水井见到了一定效果：注水井调剖后注入压力上升，吸水剖面比调剖前有明显改变，深度调剖井组6口中心井，有3口井见效，日产液下降38，日产油增加5.1，综合含水下降3.0个百分点。
4 认识
周期注水是治理低效无效循环的有效手段，选择周期注水井的时候，要考虑既不能影响开发形势，又要有效的控制低效无效循环，这就需要通过优化周期注水井区来完成。主要针对注采系统较完善、地层压力水平较高的井区周期注水，做到周期注水与控制低效无效循环，减缓含水上升速度相结合、与低含水油层的剩余油挖潜相结合、与压力系统调整相结合。
参考文献
[1] 陈程，孙义梅1厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[]1大庆石油地质与开发，2003，22（2）：242271.
[2] 赵翰卿1对储层流动单元研究的认识与建议[]1大庆石油地质与开发，2001，20（3）：82101.