摘要：受储层非均质性严重、注采系统欠完善、边底水侵入等因素制约，H区块注水开发水驱采收率低，无法有效动用水驱控制储量，为此开展注水调整技术研究，在精细构造解释基础上，明确剩余油分布规律，提出合理的注水调整技术研究，现场应用效果显著，阶段累增油1.62万吨，预计提高标定采收率2个百分点。
关键词：中高渗油藏;注水调整;技术研究
1.概况
H区块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜波中部，主要开发目的层为沙河街组沙三段油层，油藏类型为中高渗砂岩边底水油藏，整体构造形态为3条北东向主断层及5条北西向次级断层围成断背斜构造，上报含油面积4.25平方公里，地质储量1055.5万吨，标定采收率30.5%，可采储量321.9万吨。
自投入开发以来，H区块先后经历基础210m直井网建设、规模部署、150m井网加密调整等开发阶段，调整前油井185口，开井145口，注水井35口，日注水量1750方，日产液量1746吨，日产油量206吨，综合含水88.2%，采油速度0.71%，采出程度22.5%，累注采比0.97。
2.开发存在问题
2.1平面上注采井网欠完善，水驱储量控制程度低
H区块采用九点面积注采井网实施注水开发，合理理论注采井数比为1：3，而实际注采井数比为1：5.3，主要原因为断层发育，局部区域存在有采无注问题，注采系统欠完善。
2.2纵向上吸水严重不均，水驱储量动用程度低
受储层非均质性影响，高、低渗层吸水状况差异大，高渗层强吸水，低渗层弱吸水或不吸水，造成所控制储量无法用效动用。经统计35口井吸水剖面测试资料，总射孔厚度1075.8m/475层，吸水厚度652.3m/280层，水驱储量动用程度60.6%。
2.3注入水水窜严重，水驱油效率低
受平面上注采井网欠完善、沉积微相变化快以及纵向上吸水不均等因素影响，注入水突进方向性强，主要沿主河道方向高渗层推进，导致对应油井注水见效和水淹速度快，注采井间形成优势水窜通道，造成注入水无效循环，水驱油效率低。
2.4边底水侵入严重，剩余油分布规律认识不清
随着采出程度提高，地层能量亏空严重，诱使底水逐步侵入，在地层水、注入水共同作用下，剩余油高度分散，挖潜难度大。
2.5水驱最终采收率低，难以达到标定采收率
受上述因素影响，利用甲型水驱特征曲线、童氏图版以及无因次注入采出曲线等多种方法，预测H区块水驱最终采收率26.5%，无法达到标定采收率30.5%。
3.技术对策研究
3.1 精细构造解释
根据完钻井录、测井及取心资料，在标志层指导下，以单井为中心，逐步进行井间地层对比及小层划分，将沙三段油层划分为5个砂岩组21个小层。在此基础上，根据人工合成记录进行地震层位标定，明确各砂岩组三维地震同向轴反射特征，再拉取主测线和连络测线，按4道/100m逐步落实各断层发育状况，实现构造精细解释。整体来看，3条东北向主断层位置未变，内部5条北西向次级断层减少2条，增加含油面积0.25平方公里，地质储量75万吨。
3.2剩余分布特征研究
对于边底水侵入特征，以油井生产特征为基础，按照水侵具有“方向性、时间性、构造高低性”等特点，结合射孔井段位置、水性分析等，判断边水侵入位置和底水锥进高度。对于注入水水窜范围，主要依据油水井生产动态反应特征，再结合吸水剖面、产液剖面、碳氧比、示踪剂及水驱前缘等测试资料，逐井组开展注水开发效果评价，分析各砂岩组及小层水线波及范围，明确注采井间剩余油“甜点”区，为注采调整提供方向。
通过上述分析，平面上剩余油主要集中在注采井网欠完善区、局部构造高点处、断层或砂体尖灭线附近以及主沉积微相以外区域，纵向上剩余油主要集在厚层顶部位置、底水锥间带、弱吸水层段等。
3.3 优化注水调整技术
（1）优选有利部位注水，提高剩余油挖潜程度
在明确剩余油分布规律基础上，优选有利部位注水，效果显著，主要调整对策有两方面，一是对边部低产井转注，利用注水压力抑制边水侵入速度;二是对新构造局部注采系统欠完善区域，建立注采井网，加强地层能量补充。2019年以来，共转注老井8个井组，平均日增油15吨，阶段累增油0.75万吨，其中3个抑制边水侵入注水井组，综合含水由92.8%下降至88.5%，日增油5.5吨，稳油控水效果明显。
（2）细分注水层段，提高水驱储量动用程度
为解决注水井段纵向上吸水不均问题，利用动态分析及数值模拟等方法，建立注水井段细分标准，即单个注水层段厚度不得大于10m，小层数低于6个，层间渗透率极差小于2，变异系数0.2，突进系数小于0.5。在此标准指导下，利用桥式同心分注技术实施注水井段重组12井次，控制强吸水层10层，强化弱吸水层15个，新增吸水层10个，提高水驱动用储量22.5万吨，新增注水受效井6口，日增油量13.5吨，阶段累增油0.35万吨。
（3）采用不稳定性注水，控制含水上升速度
对含水上升速度快井组，主要采取两种调控措施，一是实施异步注采，利用渗吸作用及重力分异原理，实现孔隙内原油有效驱替;二是实施周期注水，主要针对分注井单层水窜问题，对高含水层实施周期注水，对潜力层实施持续注水，实现剩余油有效动用。现场共实施6个井组，平均综合含水由90.8%下降至85.6%，日产增油20吨，阶段累增油0.52万吨。
4.实施效果
通过上述注水调整技术研究，H区块日产油量由206吨提高至234.5吨，综合含水由88.2%下降至85.3%，阶段累增油量1.62万吨，预测最终水驱采收率32.5%，高出标定采收率2个百分点，增油控水效果显著，低油价下实现降本增效目的。
5.结论
本文针对H区块注水开发中存在问题，在精细构造解释基础上，明确剩余油分布规律，提出合理的注水调整技术研究，现场应用效果显著，阶段累增油1.62万吨，预计提高标定采收率2个百分点，实现储量有效动用。
参考文献：
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[2]房玉凤等.盘古梁长6油藏見效见水特征分析[J].长江大学学报（自科版）.2016..
作者简介：
高赫，女，1988年2月出生于辽宁盘锦，满族，工程师，2013年毕业于中国石油大学（北京），现于中国石油辽河油田公司冷家油田开发公司地质研究所从事区块管理工作。