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[摘 要]针对锦16块水驱产量下降快，递减大的情况，紧紧抓住油藏特点，以注水为中心，以剩余油研究为基础，深入油藏研究与实践，逐步形成了一套适合锦16块动态调配注水技术、为油田稳产打下了基础。
[关键词]锦16块 剩余油 动态调配 潜力层
中图分类号：S826 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0175-01
前言
锦16块兴隆台油层经过多年的注水开发，目前处于双高期，剩余油分布零散，水驱产量逐年下降，产能接替不足。针对这一问题，技术人员以剩余油研究为基础，开展多样的调配水技术，提高注水利用率，改善水驱效果，实现了区块持续稳产上产。
1 油藏基本情况
锦16块构造上位于辽河裂谷盆地西斜坡南部，上报探明原油地质储量2523×104t，含油面积3.92km2。
内部主要发育北东向和近东西向两组断层，构造形态为两条北东向正断层所夹持的南倾的鼻状构造构造上陡下缓，地层倾角3～4°。造高点在锦2-22-43C井附近，构造最浅埋深为1282.4m，构造幅度130m左右。其余的9条断层为次要断层，断距较小，活动时期短，使构造和油水关系进一步复杂化。
该块储层岩性以含泥不等粒砂岩、细-中砂岩为主，砂体碎屑物成分以石英、长石为主，岩屑次之。平均孔隙度29.8%，平均渗透率0.3053mm2，属于高孔-高渗储层。
2 剩余油研究
平面剩余油研究方法是以各单砂体储层、油层分布情况，沉积情况，连通情况，注入采出剖面，各井生产历史等资料为基础，将各注水井注入量劈分到各单砂体，再结合油井生产情况、新井的潜力层分布特点，绘制各单砂体含水平面分布图研究剩余油分布规律。
平面上各区块整体水淹严重，但受构造、沉积及注采系统影响，局部仍有零散剩余油相对富集条带，平面上剩余油高度零散。
①构造高点控油：平面上剩余油主要集中在构造高部位、局部构造微高点，构造低部位受边水影响，水淹严重。
②注采系统控油：平面上注水未波积区域剩余油富集，区块注水主流线为北东-南西向，注水主流线侧缘剩余油相对富集，另外注水井间、采油井间、二线井间剩余油也相对富集。
③断层边部控油：断层边部受断层遮挡无边水，注水波及不到或波及较轻，剩余油分布相对富集。
④沉積系统控油：沉积主河道储层物性好，孔、渗条件好，注水易波积，而侧缘由于物性稍差，剩余油相对富集。
纵向剩余油集中在各砂岩组的顶部小层、厚层的顶部，主要受上部隔层、下部夹层及重力影响。
纵向上剩余油主要受隔层、夹层、重力等因素影响，单砂体或小层底部水淹严重，受大套分注低渗层达不到注水启动压力影响，吸水少或不吸水，水淹程度低，动用程度低，形成剩余油相对富集区。
①隔层控油：隔层厚度较大区域下部，剩余油相对富集。
②夹层控油：厚油层中物性或岩性夹层上部，剩余油相对富集。
③重力控油：受重力影响，厚油层上部剩余油相对富集。
3、动态调配技术
3.1 科学配注，夯实稳产基础
锦16块目前处于“双高期”开发阶段，大套合采井的减少，注采厚度差异逐渐变大，注多采少成为日益突出的问题，近年来通过加大资料录取和动态分析，同时考虑注水井吸水状况及地层压力保持水平，科学配注，夯实稳产基础。
单层劈分配注注水技术：首先，以采定注，根据区块目前地层压力情况及区块整体采液情况，制定区块合理的注采比为1.2。再以单井组为研究单元，以注水井为中心，根据井组内油井生产情况及生产层位，实施单层劈分配注注水技术，细化单层配水量。
多向差异注水技术：在研究小层沉积相的基础上，通过对油井有选择性的增排和有意识的控制不同构造部位的注水井水量，在不同井区间形成一个压力差，从而达到改变水驱方向的目的，提高驱油效率。
潜力层注水技术：锦16块经过30余年的注水开发，平上水流优势通道明显，纵向上单层突进现象严重，按照“由分层系开发向分层开发转变”的思想，优化注水层位，以“潜力层”注水为手段，把注水细化小层、单砂体，提高单层注水效果。
“潜力层”是指应用新井、侧钻井、饱和度测试、吸水剖面测试等资料进行动态分析研究，将“含水相对较低、产油潜力相对较大的油层”所对应的注水层段定义为“潜力层”。我们在注水调配方案设计时，要求“潜力层”的注水合格率必须达到100%，即“潜力层注水模式”。
该项技术在中高渗注水砂岩油藏应用取得较好效果，2008-2017年共实施“潜力层”注水509层，增油4.3×104t。潜力层注水合格率保持在85%以上。
3.2 适时调配，改善水驱效果
注水井注水量及分层注水量原则上严格按年初制定的配注方案执行，但通过根据吸水剖面、分层测试、验封及井组生产情况，对注水井进行适时动态调配，改善水驱效果。井组产量上升及平稳的井组，继续按原方案注水；针对产量下降的井组，及时进行吸水剖面、分层测试及验封等测试，依据测试结果，对水井实施调整、重组、分层注水量进行调整，全年共实施适时动态调配92井次，调整9井次，增油6170t。
3.3 强化管理，保障注水合格率
近年深入贯彻注水基础年工作精神，加强基础管理，定期召开注水会议，及时解决协调生产中存在的问题，同时针对油田测试任务重，人员少，设备落后的情况，加大了人力和物力投入，并加强日常管理，强化现场监督，提高测试效率，全块共进行洗井49井次，注水压力油7.5MPa下降至7.1MPa，分层测试110井次，目前注水合格率保持在85%以上。
4、实施效果
通过动态调配，区块产量得到恢复，含水率、含水上升得到有效控制，注水合格率逐年提高，计算理论采收率有所提高。
（1）通过动态调配水，区块日产油逐渐上升，目前日产油稳定350t左右，含水率控制在91%左右。
（2）综合递减率为-2.1%，自然递减率为2.2%，含水上升率为0.53%。
（3）注水合格率提高到86%以上。计算理化采收率提高了5-8%。
5、结论与建议
（1）经过多年的注水开发实践，已经形成了一套比较适宜精细化注水技术，室内物模研究为断块转注提供了理论依据，精细化注水调配有效的提高了注水效率。
（2）注水开发后期，剩余油分布零散，挖潜难度加大，找准剩余油分布点，可有效为“注好水、怎样注水”提供方向。
（3）针对开发后期剩余油分布特点，“潜力层”注水是一个注水挖潜方向，有针对性实施单层挖潜，在一定程度上可改善开发效果。
[关键词]锦16块 剩余油 动态调配 潜力层
中图分类号：S826 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0175-01
前言
锦16块兴隆台油层经过多年的注水开发，目前处于双高期，剩余油分布零散，水驱产量逐年下降，产能接替不足。针对这一问题，技术人员以剩余油研究为基础，开展多样的调配水技术，提高注水利用率，改善水驱效果，实现了区块持续稳产上产。
1 油藏基本情况
锦16块构造上位于辽河裂谷盆地西斜坡南部，上报探明原油地质储量2523×104t，含油面积3.92km2。
内部主要发育北东向和近东西向两组断层，构造形态为两条北东向正断层所夹持的南倾的鼻状构造构造上陡下缓，地层倾角3～4°。造高点在锦2-22-43C井附近，构造最浅埋深为1282.4m，构造幅度130m左右。其余的9条断层为次要断层，断距较小，活动时期短，使构造和油水关系进一步复杂化。
该块储层岩性以含泥不等粒砂岩、细-中砂岩为主，砂体碎屑物成分以石英、长石为主，岩屑次之。平均孔隙度29.8%，平均渗透率0.3053mm2，属于高孔-高渗储层。
2 剩余油研究
平面剩余油研究方法是以各单砂体储层、油层分布情况，沉积情况，连通情况，注入采出剖面，各井生产历史等资料为基础，将各注水井注入量劈分到各单砂体，再结合油井生产情况、新井的潜力层分布特点，绘制各单砂体含水平面分布图研究剩余油分布规律。
平面上各区块整体水淹严重，但受构造、沉积及注采系统影响，局部仍有零散剩余油相对富集条带，平面上剩余油高度零散。
①构造高点控油：平面上剩余油主要集中在构造高部位、局部构造微高点，构造低部位受边水影响，水淹严重。
②注采系统控油：平面上注水未波积区域剩余油富集，区块注水主流线为北东-南西向，注水主流线侧缘剩余油相对富集，另外注水井间、采油井间、二线井间剩余油也相对富集。
③断层边部控油：断层边部受断层遮挡无边水，注水波及不到或波及较轻，剩余油分布相对富集。
④沉積系统控油：沉积主河道储层物性好，孔、渗条件好，注水易波积，而侧缘由于物性稍差，剩余油相对富集。
纵向剩余油集中在各砂岩组的顶部小层、厚层的顶部，主要受上部隔层、下部夹层及重力影响。
纵向上剩余油主要受隔层、夹层、重力等因素影响，单砂体或小层底部水淹严重，受大套分注低渗层达不到注水启动压力影响，吸水少或不吸水，水淹程度低，动用程度低，形成剩余油相对富集区。
①隔层控油：隔层厚度较大区域下部，剩余油相对富集。
②夹层控油：厚油层中物性或岩性夹层上部，剩余油相对富集。
③重力控油：受重力影响，厚油层上部剩余油相对富集。
3、动态调配技术
3.1 科学配注，夯实稳产基础
锦16块目前处于“双高期”开发阶段，大套合采井的减少，注采厚度差异逐渐变大，注多采少成为日益突出的问题，近年来通过加大资料录取和动态分析，同时考虑注水井吸水状况及地层压力保持水平，科学配注，夯实稳产基础。
单层劈分配注注水技术：首先，以采定注，根据区块目前地层压力情况及区块整体采液情况，制定区块合理的注采比为1.2。再以单井组为研究单元，以注水井为中心，根据井组内油井生产情况及生产层位，实施单层劈分配注注水技术，细化单层配水量。
多向差异注水技术：在研究小层沉积相的基础上，通过对油井有选择性的增排和有意识的控制不同构造部位的注水井水量，在不同井区间形成一个压力差，从而达到改变水驱方向的目的，提高驱油效率。
潜力层注水技术：锦16块经过30余年的注水开发，平上水流优势通道明显，纵向上单层突进现象严重，按照“由分层系开发向分层开发转变”的思想，优化注水层位，以“潜力层”注水为手段，把注水细化小层、单砂体，提高单层注水效果。
“潜力层”是指应用新井、侧钻井、饱和度测试、吸水剖面测试等资料进行动态分析研究，将“含水相对较低、产油潜力相对较大的油层”所对应的注水层段定义为“潜力层”。我们在注水调配方案设计时，要求“潜力层”的注水合格率必须达到100%，即“潜力层注水模式”。
该项技术在中高渗注水砂岩油藏应用取得较好效果，2008-2017年共实施“潜力层”注水509层，增油4.3×104t。潜力层注水合格率保持在85%以上。
3.2 适时调配，改善水驱效果
注水井注水量及分层注水量原则上严格按年初制定的配注方案执行，但通过根据吸水剖面、分层测试、验封及井组生产情况，对注水井进行适时动态调配，改善水驱效果。井组产量上升及平稳的井组，继续按原方案注水；针对产量下降的井组，及时进行吸水剖面、分层测试及验封等测试，依据测试结果，对水井实施调整、重组、分层注水量进行调整，全年共实施适时动态调配92井次，调整9井次，增油6170t。
3.3 强化管理，保障注水合格率
近年深入贯彻注水基础年工作精神，加强基础管理，定期召开注水会议，及时解决协调生产中存在的问题，同时针对油田测试任务重，人员少，设备落后的情况，加大了人力和物力投入，并加强日常管理，强化现场监督，提高测试效率，全块共进行洗井49井次，注水压力油7.5MPa下降至7.1MPa，分层测试110井次，目前注水合格率保持在85%以上。
4、实施效果
通过动态调配，区块产量得到恢复，含水率、含水上升得到有效控制，注水合格率逐年提高，计算理论采收率有所提高。
（1）通过动态调配水，区块日产油逐渐上升，目前日产油稳定350t左右，含水率控制在91%左右。
（2）综合递减率为-2.1%，自然递减率为2.2%，含水上升率为0.53%。
（3）注水合格率提高到86%以上。计算理化采收率提高了5-8%。
5、结论与建议
（1）经过多年的注水开发实践，已经形成了一套比较适宜精细化注水技术，室内物模研究为断块转注提供了理论依据，精细化注水调配有效的提高了注水效率。
（2）注水开发后期，剩余油分布零散，挖潜难度加大，找准剩余油分布点，可有效为“注好水、怎样注水”提供方向。
（3）针对开发后期剩余油分布特点，“潜力层”注水是一个注水挖潜方向，有针对性实施单层挖潜，在一定程度上可改善开发效果。