【摘要】马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏，对于底水油藏的开发来讲，缺乏此类油藏的开发经验，我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主，随着开发工作不断推进，我们也发现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致产量下降，围绕该油藏主要矛盾，本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征；注水分布测试与地质响应特征的关系；高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。
　　【关键词】产吸剖面 水侵 底水锥进 剩余油饱和度
　　1 前言
　　为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作，借助动态监测成果，由点及面，由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价，以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质（主要是岩相、渗透率）特征、剩余油分布等特征的响应，揭示井组存在问题，提出下步综合调整措施意见。
　　2 产、吸剖面的地质特征相应
　　从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征
　　（1）总体注入、产出受沉积及储层物性控制
　　正韵律底部及反韵律顶部，储层渗透性好，产吸状况好，动用程度高，其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致；
　　平面上，如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段，存在高渗透层，舌进现象尤为突出，这一现象在65号小层内部相对要少；纵向上，如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层，南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高；储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律，主力61号层要好于65号非主力层。
　　（2）主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部
　　构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌，无隔层区域的水体相对增加，加之中部注水量相对（含水平注水井）大，层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。如：马6-2、马6-3井（停）产液剖面反映已高含水。
　　3 注水分布测试的地质特征相应
　　马北一号油田相继在马4-2、马6-4、马H6-7、马9-1井开展注水分布测试工作，，反映注水水驱方向有如下特征
　　（1）4口投注井水流方向沿构造长轴方向推进比短轴（向构造高部位）方向波及范围大，因水体存在向下的重力势能作用会消弱其向高部位推进的能量；
　　（2）马4-2井和马H6-7井向高部位推进或波及的注水面积比马6-4、马9-1井大。测试结果反映马4-2井虽然注水层厚度为18.6m，但注入水主要进入61-1小层正韵律底部905.2-908.2m，厚度为3m的高渗透层；而马H6-7井的注入水同样进入61-1小层底部正韵律厚度为3m的高渗透层段。这两口井高渗透层导致注入水平面舌进、纵向指进。而射开厚度均为4m的马6-4、马9-1井，视吸水强度大（表1）。从马6-4井吸水剖面可以看出，61-2小层上段不吸水，中段吸水百分数高，纵向也存在指进现象。


　　4 高渗透层与剩余油饱和度的特征响应
　　通过在剖面上过滤出高渗透层与其对应的剩余油饱和度层进行对比，反映出马北一号油田61-1小层中上部、61-2主力小层层内部高渗透率带，同比层内低渗透带或其它相对低渗的层，剩余油饱和度要低。反映沿高渗透带水洗程度高，水驱推进方向与监测水流分布方向产生的舌进方向吻合。也进一步说明水井应调剖后再分注，油井应化学堵水后再下机械桥塞，以减缓层间舌进、纵向指进或次生底水锥进。
　　5 结论与认识
　　（1）产吸剖面所揭示的纵向各小层之间渗透率的指进现象、平面小层内高渗透带的舌进现象尤为突出，导致小层内高渗透带注水量被大量采出或受重力势能沿程衍生为次生底水被油井采出。
　　（2）构造北部能量补充不足，压力低、产出也低；而南部区域仅仅是对61、65号层进行分注，小层内的分注井少，且多为上段吸水。为此应借助分注手段，增大中低渗透层段的注入量，控制高渗透层注入量。
　　（3）更重要的是应针对油井水淹层开展堵水、卡水工作，使卡堵层段封堵后在油水界面处能形成上下两层不同压力、不同产注量的层流速度，分采分注来实现稳油控水。
　　参考文献
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　　[3] 杨银山，宋彥海，蓝春连，等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司，2011
　　[4] 杨万萍，朱春花，张建东，等.马北一号油田改善开发效果及提高采收率研究.中国石油青海油田勘探开发研究院，2010
　　作者简介
　　张建东，1983.7.26，男，汉族，籍贯：陕西高陵，地质工程师，主要从事油气田开发工作。