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摘要：砂岩油藏主要特征为含油井段长，油层跨度长，储层纵横向非均质极强，油层"薄、多、散、杂"，"四性"特征复杂多变，油气富集规律不清。砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。因此，对砂岩油藏的精细刻画是砂岩油藏注采调整首要工作。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏的开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在问题，提出开发调整策略。
关键词：特高含水期；砂岩油藏；含油井段；"四性"特征；优化对策
砂岩油藏主要特征为含油井段长，油层跨度长，储层纵横向非均质极强，油层"薄、多、散、杂"，"四性"特征复杂多变，油气富集规律不清。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在的主要问题，针对油田开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理，注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求，进行充分技术论证和准备，积极做好注水井的层调及分注工作。按照地质配注量的要求，狠抓注水井的管理和维护，按照开发方案要求，根据研究结果对注水井配套治理，通过以上一系列开发措施实现了产量良性开发。
1 精细构造刻画
1.1 低序级断层的测井识别
（1）相控对比.五、六断层落差较小，易与正常地层相变相混淆，因此在断层对比时，要与沉积相紧密结合，常用两种方法。①如果小断层出现在标准层或标志层（多为湖相泥页岩）中间，可用“数韵律”和“厚度突变法”对比断层，这种情况可落实大于3米的断层；② 如果小断层出现在砂体中间，为了与相变区分，可通过研究砂体相变规律确认断层，在单井上突然缺失则要开断层。（2）应用倾角和成像测井描述低序级断层。倾角测井可以准确识别、落实小断层。成像测井对小断层可以准确定位、定向。
1.2低序级断层的地震解释
（1）断点标定。在有井钻遇断点的情况下要以钻井资料为基础，井震结合，落实断层。骨干剖面要进行多井标定，落实层位和断点。在钻井较密的工区，可以用拟合速度准确落实井遇断层和井间断层。（2）相控判识。在无井钻遇断点的情况下，由于低序级断层在地震上多解性强，要充分与地震相相结合，综合判识断层，有以下三种情况。①标准反射层一般是稳定泥页岩、灰质岩的反射，它的错动、扭动、产状变化多是小断层造成的。②对于稳定地层，反射层多个相位错动、扭动、产状变化往往是小断层造成的。③对于不稳定地层（如河流相），不好区分小断层同相轴的正常变化，只能解释为可疑断层，要经过后期钻井、生产动态资料进行验证。（3）相干体和倾角方位角技术。除以上方法外，还可通过相干体和倾角方位角技术识别、组合低序级断层。
2 选择合理注水时机
研究发现，油藏开采需要早期注水，保持油层压力。早期注水，有利于保持地层压力，可以获得较长时间的高产稳产，从而大大缩短开采的年限。由于我国油藏透油层渗透率小，稠油粘度大，渗流阻力大，驱动能量消耗快。油井投产后，压力和产量都大幅度的迅速下降，而且压力、产量降低后，要想重新恢复十分困难，这样油田开发一开始就容易形成低产的被动局面。因此更需要采用早期注水，保持地层压力的油藏开发方式，只有这样才能获得较高的开采速度和最终采收率。油田开发研究表明随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆的过程。油田必须实行早期注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，可以保持良好的渗流条件。
3 开发技术对策
图1 不同油价不同井深经济极限累油
由于油藏断裂复杂、非均质强，可谓“块块有别、层层有异”。在精细研究的基础上，实施“一类一法、一块一案”的精细调整，建立并完善与潜力相适应的注采井网，不断提高注水储量比例、提高水驱控制程度和水驱动用程度。
3.1分块治理、优化组合，提高Ⅰ、Ⅱ类油藏水驱动用程度
这两类油藏含油面积0.2～0.5km2，能形成注采井网。开发中存在着以下问题：一是储层非均质强，层间干扰严重，储量动用不均衡。二是注采井网（二次）不完善。针对这些问题，我们对这两类油藏在精细储层研究的基础上，深化层间、层内及平面剩余油分布研究，“一块一案”对层系井网进行了优化。主要采取了三种治理对策：一是层系细分重组，对油层多、储量大、层间差异大的油藏，进行开发层系的合理细分和组合。二是注采井网调整，对层系划分比较合理，但注采井网不完善的砂体，进行完善井网和注采系统的调整。三是补充完善调整，对层系、井网比较完善，但局部地区油层多、潜力发挥差，采取局部加密单采单注或工艺分注分采，提高水驱动用程度。
3.2精雕细刻、精细注水，提高 Ⅲ、Ⅳ类油藏水驱控制程度
在对构造精雕细刻的基础上，采取层系细分、工艺细分、射孔细分，依据其构造形态，充分利用大角度斜井、侧钻井及低产低效井形成与剩余油潜力相适应的“一注一采”注采井对或“一注两采”注采井组，尽最大努力提高水驱控制程度。
3.3 层系井网的优化组合
（1）层系优化。同一开发层系渗透率级差应控制在5以内、油层厚度不超过12米、各小层剩余油面积叠合性好且宽度相近，有足够的物质基础和良好隔层且主力小层不超过3个；同一层系内剩余油厚度较大层间矛盾突出的局部区域进行加密。（2）井网优化。优化原则：依剩余油的闭合形态及宽度、构造形态不同，并充分考虑与老井的配置关系，因块制宜优化注采井网。一般满块含油用切割注水，含油条带较窄，用边外注水。
3.4 精耕细作、灵活机动，改善注水开发效果
由于油藏注水开发，油井动态变化快，实际工作中，敏锐捕捉动态变化，及时跟踪注水见效特征，根据油井的含水变化、能量状况和液量状况，对注水量进行及时、合理的调整，既要保证一定的地层能量，又要控制含水上升速度。创新实践灵活机动的不稳定注水技术，由事后调配向事前调配转变，由被动调配向主动调配转变，不断提高注水质量，改善水驱开发效果，效果非常突出。（1）以灵活多样的不稳定注水技术应对，日常动态调配已成改善注水开发效果的一个有效手段。（2）分注层段实施轮换注水，增加有效水驱。对于分注层段物性差异较大的分注井，由于启动压力差异大，不能满足配注要求，实施层段轮换注水，取得良好的效果。胜坨**井，储量22万吨，由于储层物性差异较大，分注井两个砂组与4砂组轮换注水，对应油井见效明显，日液、日油增加，综合含水下降。（3）卡堵结合，矢量化完善井网，提高注入水利用率。某块地质储量44万吨，原采用一套井网开发，中部电泵井生产，高含水，高部位油井含水低，供液差，开发效果差。对中部电泵井测饱和度发现层间剩余油富集，挤灰重射孔单采差油层，初期日油6.3吨/天，含水40%，之后顶部油井逐步注水见效液量产量大幅回升。（4）不稳定注水技术。针对油井见效的方向性较强，见效后含水上升快，沿裂缝见效或单向受效的油井尤其明显，利用不稳定注水技术控制水线推进速度，提高波及体积效果较好。
参考文献
[1]王振奇，张昌民，张尚锋，侯国伟. 油气储层的层次划分和对比技术[J]. 石油與天然气.2016（02）
（作者单位：胜利采油厂采油管理三区）
关键词：特高含水期；砂岩油藏；含油井段；"四性"特征；优化对策
砂岩油藏主要特征为含油井段长，油层跨度长，储层纵横向非均质极强，油层"薄、多、散、杂"，"四性"特征复杂多变，油气富集规律不清。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在的主要问题，针对油田开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理，注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求，进行充分技术论证和准备，积极做好注水井的层调及分注工作。按照地质配注量的要求，狠抓注水井的管理和维护，按照开发方案要求，根据研究结果对注水井配套治理，通过以上一系列开发措施实现了产量良性开发。
1 精细构造刻画
1.1 低序级断层的测井识别
（1）相控对比.五、六断层落差较小，易与正常地层相变相混淆，因此在断层对比时，要与沉积相紧密结合，常用两种方法。①如果小断层出现在标准层或标志层（多为湖相泥页岩）中间，可用“数韵律”和“厚度突变法”对比断层，这种情况可落实大于3米的断层；② 如果小断层出现在砂体中间，为了与相变区分，可通过研究砂体相变规律确认断层，在单井上突然缺失则要开断层。（2）应用倾角和成像测井描述低序级断层。倾角测井可以准确识别、落实小断层。成像测井对小断层可以准确定位、定向。
1.2低序级断层的地震解释
（1）断点标定。在有井钻遇断点的情况下要以钻井资料为基础，井震结合，落实断层。骨干剖面要进行多井标定，落实层位和断点。在钻井较密的工区，可以用拟合速度准确落实井遇断层和井间断层。（2）相控判识。在无井钻遇断点的情况下，由于低序级断层在地震上多解性强，要充分与地震相相结合，综合判识断层，有以下三种情况。①标准反射层一般是稳定泥页岩、灰质岩的反射，它的错动、扭动、产状变化多是小断层造成的。②对于稳定地层，反射层多个相位错动、扭动、产状变化往往是小断层造成的。③对于不稳定地层（如河流相），不好区分小断层同相轴的正常变化，只能解释为可疑断层，要经过后期钻井、生产动态资料进行验证。（3）相干体和倾角方位角技术。除以上方法外，还可通过相干体和倾角方位角技术识别、组合低序级断层。
2 选择合理注水时机
研究发现，油藏开采需要早期注水，保持油层压力。早期注水，有利于保持地层压力，可以获得较长时间的高产稳产，从而大大缩短开采的年限。由于我国油藏透油层渗透率小，稠油粘度大，渗流阻力大，驱动能量消耗快。油井投产后，压力和产量都大幅度的迅速下降，而且压力、产量降低后，要想重新恢复十分困难，这样油田开发一开始就容易形成低产的被动局面。因此更需要采用早期注水，保持地层压力的油藏开发方式，只有这样才能获得较高的开采速度和最终采收率。油田开发研究表明随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆的过程。油田必须实行早期注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，可以保持良好的渗流条件。
3 开发技术对策
图1 不同油价不同井深经济极限累油
由于油藏断裂复杂、非均质强，可谓“块块有别、层层有异”。在精细研究的基础上，实施“一类一法、一块一案”的精细调整，建立并完善与潜力相适应的注采井网，不断提高注水储量比例、提高水驱控制程度和水驱动用程度。
3.1分块治理、优化组合，提高Ⅰ、Ⅱ类油藏水驱动用程度
这两类油藏含油面积0.2～0.5km2，能形成注采井网。开发中存在着以下问题：一是储层非均质强，层间干扰严重，储量动用不均衡。二是注采井网（二次）不完善。针对这些问题，我们对这两类油藏在精细储层研究的基础上，深化层间、层内及平面剩余油分布研究，“一块一案”对层系井网进行了优化。主要采取了三种治理对策：一是层系细分重组，对油层多、储量大、层间差异大的油藏，进行开发层系的合理细分和组合。二是注采井网调整，对层系划分比较合理，但注采井网不完善的砂体，进行完善井网和注采系统的调整。三是补充完善调整，对层系、井网比较完善，但局部地区油层多、潜力发挥差，采取局部加密单采单注或工艺分注分采，提高水驱动用程度。
3.2精雕细刻、精细注水，提高 Ⅲ、Ⅳ类油藏水驱控制程度
在对构造精雕细刻的基础上，采取层系细分、工艺细分、射孔细分，依据其构造形态，充分利用大角度斜井、侧钻井及低产低效井形成与剩余油潜力相适应的“一注一采”注采井对或“一注两采”注采井组，尽最大努力提高水驱控制程度。
3.3 层系井网的优化组合
（1）层系优化。同一开发层系渗透率级差应控制在5以内、油层厚度不超过12米、各小层剩余油面积叠合性好且宽度相近，有足够的物质基础和良好隔层且主力小层不超过3个；同一层系内剩余油厚度较大层间矛盾突出的局部区域进行加密。（2）井网优化。优化原则：依剩余油的闭合形态及宽度、构造形态不同，并充分考虑与老井的配置关系，因块制宜优化注采井网。一般满块含油用切割注水，含油条带较窄，用边外注水。
3.4 精耕细作、灵活机动，改善注水开发效果
由于油藏注水开发，油井动态变化快，实际工作中，敏锐捕捉动态变化，及时跟踪注水见效特征，根据油井的含水变化、能量状况和液量状况，对注水量进行及时、合理的调整，既要保证一定的地层能量，又要控制含水上升速度。创新实践灵活机动的不稳定注水技术，由事后调配向事前调配转变，由被动调配向主动调配转变，不断提高注水质量，改善水驱开发效果，效果非常突出。（1）以灵活多样的不稳定注水技术应对，日常动态调配已成改善注水开发效果的一个有效手段。（2）分注层段实施轮换注水，增加有效水驱。对于分注层段物性差异较大的分注井，由于启动压力差异大，不能满足配注要求，实施层段轮换注水，取得良好的效果。胜坨**井，储量22万吨，由于储层物性差异较大，分注井两个砂组与4砂组轮换注水，对应油井见效明显，日液、日油增加，综合含水下降。（3）卡堵结合，矢量化完善井网，提高注入水利用率。某块地质储量44万吨，原采用一套井网开发，中部电泵井生产，高含水，高部位油井含水低，供液差，开发效果差。对中部电泵井测饱和度发现层间剩余油富集，挤灰重射孔单采差油层，初期日油6.3吨/天，含水40%，之后顶部油井逐步注水见效液量产量大幅回升。（4）不稳定注水技术。针对油井见效的方向性较强，见效后含水上升快，沿裂缝见效或单向受效的油井尤其明显，利用不稳定注水技术控制水线推进速度，提高波及体积效果较好。
参考文献
[1]王振奇，张昌民，张尚锋，侯国伟. 油气储层的层次划分和对比技术[J]. 石油與天然气.2016（02）
（作者单位：胜利采油厂采油管理三区）