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摘 要：欢（东）～双稀油油田构造复杂，进行精细注水研究，做出有针对性注水调整。解决了低渗油藏注不进水、中高渗油藏无效循环注水、小断块注水优化井网难、高含水油藏转换开发方式难等问题，实现老油田持续稳产，有效改善油藏开发效果。
关键词：多元化;低渗;中高渗;小断块;高含水;精细注水
1 研究背景
欢（东）～双稀油油田构造复杂，油藏类型多样，投入开发30多年，开发中存在的矛盾日益突出，导致产量快速递减，油田持续有效开发遇到了技术瓶颈。低渗油藏[1]注水补充地层能量过程中出现注水压力上升快直至注不进水现象发生，连续多年开展了区块综合治理，采油速度和采出程度仍然徘徊不前;中高渗油藏大面积水淹，剩余油分布高度零散，经过多次注采井网调整，大部分油井综合含水仍在90%以上;复杂小断块由于含油面积小，砂体变化快，难以形成注采井网，依靠天然能量开发，地层能量不足，产量急剧下降;高含水区块油井大部分处于停关状态，转换开发方式接替方向不明确，区块濒临废弃。因此，精细注水技术研究，改善油藏注水开发效果，对欢（东）～双稀油油田可持续发展具有十分重要的意义。
2 油田概况
欢（东）～双稀油油田1979年投入开发，1981年进入稳产阶段，最高采油速度达到1.48%，1991年进入递减阶段， 目前处于低速递减阶段。截至2012年12月共有油井1136口，开井585口，日产液8711m3，日产油1109t，综合含水87.3%，采油速度0.28%，采出程度23.75%，可采储量采出程度88.71%。注水井215口，开井178口，日注水10047m3，月注采比1.1，累积注采比0.905。
3 存在問题
一是低渗油藏实现有效注水难。主要存在以下四大矛盾：注采井网不合理、注水参数不合理、注水水质[2]不适应、配套措施不适用。主要表现为以下七点问题：地层压力低，采油速度低，采出程度低，吸水指数低、先期注水不见效、只能靠天然能量开发、递减快。
二是中高渗油藏开发后期水淹严重，剩余油分布零散，实现注水调整难。受非均质性影响，层间和平面矛盾突出，纵向水驱动用程度和平面动用状况差异大，剩余油分布零散。随着注水时间增长，水流优势通道明显，注水无效循环逐步严重，特高含水井多，常规油井措施效果逐年变差。
三是复杂小断块井网优化难。复杂小断块储量小，砂体分布范围小，井点少，很难形成规则井网，实现注水效果难度大。
四是多元化注水接替方式不明确。开发方式单一，油层动用程度不均，以常规注水开发为主，注水利用率逐年降低，不适合油藏后期开发特点。低渗油藏注水开发后期转换开发方式方向不够清晰。中高渗油藏转变开发方式（如深部调驱）地下注入剂稳定性、波及状况难以掌控。
4 精细注水开发技术研究与应用
中高渗油藏注水开发时间长，目前处于高含水、高采出程度状态[3]，经多次注采井网调整，剩余分布高度零散。为摸清了剩余油聚集区，做出有针对性注采结构调整，实现“控水稳油”目标，主要开展以下两方面研究工作：
一是剩余油分布研究
（1）通过水淹分析与地质研究相结合，在高部位上倾尖灭带部署产能井日产液24.8m3，日产油22.4t，确定上倾尖灭部位是剩余油富集区。
（2）通过测井资料与三维地震结合，落实单层微构造高点部署侧钻井，投产后均见到较好的效果，确定微构造高点是剩余油富集区。
（3）通过C/0测试资料对比，断层附近油井含油饱和度相对较高。分析受断层遮挡作用，注入水很难波及到断层部位，确定断层遮挡部位是剩余油富集区。
（4）平面上不同沉积相带砂体储层物性差异明显，分流河道砂体平面非均质最严重，河口砂坝砂体次之。通过注水井网调整，目前油井见效率达到13.2%，确定井间非主流线仍有剩余油富集，但分布较为零散。
（5）通过岩心资料研究，砂体层间突进系数为2.75～19.99，变异系数大于0.7，层间非均质性较强。利用分层取样测试，发现层间仍有低含水层，实施堵水后，均见到较好效果，确定层间仍有剩余油富集。
（6）通过层内非均质性研究，单层内渗透率分布不均，渗透率级差在214～9930倍之间，渗透率变异系数都大于0.7，最高达3.37。单层突进系数大于2.0，最高15.8，层内非均质性严重。利用测井资料反映同一油层内上部油层水淹程度低，下部水淹程度高。同时通过过路井解释和老井二次解释证实，水淹层内仍具有可动油，确定层内厚层顶部仍有剩余油。
二是挖潜对策研究
（1）对上倾尖灭部位剩余油富集区，利用部署新井或侧钻井重构注采井网，扩大注水波及体积。
（2）对微构造高点剩余油富集区，实施轮换注水，改变液流方向，扩大注水波及体积。
（3）对断层遮挡部位剩余油富集区，通过脉冲注水，形成区域脉冲扰动，扩大注水波及体积。
（4）对井间非主流线剩余油富集区，实施强注强采，提高驱动压力，改善注入、采出结构，保持稳产。
（5）对层间及层内剩余油富集区实施多元开发，利用二次开发与三次采油相结合，实现注水油藏后期开发方式有效转换。
实施以来，欢26块兴隆台油层日产油由最低60t，上升到最高120t，目前保持110t左右稳产;锦16（东）兴隆台油层日产油由最低69t，上升到最高131t，目前保持100t左右稳产。
5 结论
1、低渗油藏储层参数的确定是评价油藏注水开发可行性的关键因素，优化注采参数设计是“注进水、注够水、注好水，有效注水”的重要保障。
2、中高渗油藏开发后期分区、分层落实剩余油分布，是注水调整的重要依据。
3、复杂小断块精细研究砂体变化，保证注采连通，是优化注采井网的关键。
4、多元化注水方向的合理确定，是注水油藏开发后期产能接替的重要保证;开发方式转换，是实现老油田可持续发展的必然趋势。
参考文献：
[1]姚为英.欢北杜家台低渗油藏精细油藏描述研究[J].特种油气藏，2007，14（2）：84～85.
[2]张鹰，等.欢北杜家台低渗油藏注入水水质优化研究[J]. 特种油气藏，2003，10（增刊）：116～117.
[3]刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发，1999，26（2）：51～55.
[4]窦之林，曾流芳，张志海.大孔道诊断和描述技术研究[J].石油勘探与开发，2001，28（1）：75～77.
[5]李继红.复杂断块油藏地质模型及剩余油分布研究[D].西北大学，2002：125～128.
[6]牛金刚.大庆油田聚合物驱提高采收率的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：91～93.
作者简介：
郑世红，1968.07.28，黑龙江大庆人，副研究员，大学本科，主要从事高职教学、培训、科研。专长：石油钻井教学与培训、课程开发。
关键词：多元化;低渗;中高渗;小断块;高含水;精细注水
1 研究背景
欢（东）～双稀油油田构造复杂，油藏类型多样，投入开发30多年，开发中存在的矛盾日益突出，导致产量快速递减，油田持续有效开发遇到了技术瓶颈。低渗油藏[1]注水补充地层能量过程中出现注水压力上升快直至注不进水现象发生，连续多年开展了区块综合治理，采油速度和采出程度仍然徘徊不前;中高渗油藏大面积水淹，剩余油分布高度零散，经过多次注采井网调整，大部分油井综合含水仍在90%以上;复杂小断块由于含油面积小，砂体变化快，难以形成注采井网，依靠天然能量开发，地层能量不足，产量急剧下降;高含水区块油井大部分处于停关状态，转换开发方式接替方向不明确，区块濒临废弃。因此，精细注水技术研究，改善油藏注水开发效果，对欢（东）～双稀油油田可持续发展具有十分重要的意义。
2 油田概况
欢（东）～双稀油油田1979年投入开发，1981年进入稳产阶段，最高采油速度达到1.48%，1991年进入递减阶段， 目前处于低速递减阶段。截至2012年12月共有油井1136口，开井585口，日产液8711m3，日产油1109t，综合含水87.3%，采油速度0.28%，采出程度23.75%，可采储量采出程度88.71%。注水井215口，开井178口，日注水10047m3，月注采比1.1，累积注采比0.905。
3 存在問题
一是低渗油藏实现有效注水难。主要存在以下四大矛盾：注采井网不合理、注水参数不合理、注水水质[2]不适应、配套措施不适用。主要表现为以下七点问题：地层压力低，采油速度低，采出程度低，吸水指数低、先期注水不见效、只能靠天然能量开发、递减快。
二是中高渗油藏开发后期水淹严重，剩余油分布零散，实现注水调整难。受非均质性影响，层间和平面矛盾突出，纵向水驱动用程度和平面动用状况差异大，剩余油分布零散。随着注水时间增长，水流优势通道明显，注水无效循环逐步严重，特高含水井多，常规油井措施效果逐年变差。
三是复杂小断块井网优化难。复杂小断块储量小，砂体分布范围小，井点少，很难形成规则井网，实现注水效果难度大。
四是多元化注水接替方式不明确。开发方式单一，油层动用程度不均，以常规注水开发为主，注水利用率逐年降低，不适合油藏后期开发特点。低渗油藏注水开发后期转换开发方式方向不够清晰。中高渗油藏转变开发方式（如深部调驱）地下注入剂稳定性、波及状况难以掌控。
4 精细注水开发技术研究与应用
中高渗油藏注水开发时间长，目前处于高含水、高采出程度状态[3]，经多次注采井网调整，剩余分布高度零散。为摸清了剩余油聚集区，做出有针对性注采结构调整，实现“控水稳油”目标，主要开展以下两方面研究工作：
一是剩余油分布研究
（1）通过水淹分析与地质研究相结合，在高部位上倾尖灭带部署产能井日产液24.8m3，日产油22.4t，确定上倾尖灭部位是剩余油富集区。
（2）通过测井资料与三维地震结合，落实单层微构造高点部署侧钻井，投产后均见到较好的效果，确定微构造高点是剩余油富集区。
（3）通过C/0测试资料对比，断层附近油井含油饱和度相对较高。分析受断层遮挡作用，注入水很难波及到断层部位，确定断层遮挡部位是剩余油富集区。
（4）平面上不同沉积相带砂体储层物性差异明显，分流河道砂体平面非均质最严重，河口砂坝砂体次之。通过注水井网调整，目前油井见效率达到13.2%，确定井间非主流线仍有剩余油富集，但分布较为零散。
（5）通过岩心资料研究，砂体层间突进系数为2.75～19.99，变异系数大于0.7，层间非均质性较强。利用分层取样测试，发现层间仍有低含水层，实施堵水后，均见到较好效果，确定层间仍有剩余油富集。
（6）通过层内非均质性研究，单层内渗透率分布不均，渗透率级差在214～9930倍之间，渗透率变异系数都大于0.7，最高达3.37。单层突进系数大于2.0，最高15.8，层内非均质性严重。利用测井资料反映同一油层内上部油层水淹程度低，下部水淹程度高。同时通过过路井解释和老井二次解释证实，水淹层内仍具有可动油，确定层内厚层顶部仍有剩余油。
二是挖潜对策研究
（1）对上倾尖灭部位剩余油富集区，利用部署新井或侧钻井重构注采井网，扩大注水波及体积。
（2）对微构造高点剩余油富集区，实施轮换注水，改变液流方向，扩大注水波及体积。
（3）对断层遮挡部位剩余油富集区，通过脉冲注水，形成区域脉冲扰动，扩大注水波及体积。
（4）对井间非主流线剩余油富集区，实施强注强采，提高驱动压力，改善注入、采出结构，保持稳产。
（5）对层间及层内剩余油富集区实施多元开发，利用二次开发与三次采油相结合，实现注水油藏后期开发方式有效转换。
实施以来，欢26块兴隆台油层日产油由最低60t，上升到最高120t，目前保持110t左右稳产;锦16（东）兴隆台油层日产油由最低69t，上升到最高131t，目前保持100t左右稳产。
5 结论
1、低渗油藏储层参数的确定是评价油藏注水开发可行性的关键因素，优化注采参数设计是“注进水、注够水、注好水，有效注水”的重要保障。
2、中高渗油藏开发后期分区、分层落实剩余油分布，是注水调整的重要依据。
3、复杂小断块精细研究砂体变化，保证注采连通，是优化注采井网的关键。
4、多元化注水方向的合理确定，是注水油藏开发后期产能接替的重要保证;开发方式转换，是实现老油田可持续发展的必然趋势。
参考文献：
[1]姚为英.欢北杜家台低渗油藏精细油藏描述研究[J].特种油气藏，2007，14（2）：84～85.
[2]张鹰，等.欢北杜家台低渗油藏注入水水质优化研究[J]. 特种油气藏，2003，10（增刊）：116～117.
[3]刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发，1999，26（2）：51～55.
[4]窦之林，曾流芳，张志海.大孔道诊断和描述技术研究[J].石油勘探与开发，2001，28（1）：75～77.
[5]李继红.复杂断块油藏地质模型及剩余油分布研究[D].西北大学，2002：125～128.
[6]牛金刚.大庆油田聚合物驱提高采收率的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：91～93.
作者简介：
郑世红，1968.07.28，黑龙江大庆人，副研究员，大学本科，主要从事高职教学、培训、科研。专长：石油钻井教学与培训、课程开发。