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[摘要]针对大庆油田已经进入了特高含水期开发阶段、剩余油分布零散、措施潜力逐年减少、低效无效循环日益突出、调整挖潜难度日益加大的实际问题，在水驱调整方面要加大多学科研究技术的研发和推广应用力度，在明确调整思路，落实调整潜力的基础上，通过优化注采系统和注采结构调整，进一步改善水驱开发效果。实践证明，该方法在挖掘油层剩余潜力，减缓产量递减和控制含水上升速度方面起到了推动效果，该论文在水驱开发的陆相油田中具有广阔的推广和应用前景。
[关键词]高含水多学科调整思路水驱调整开发效果
中图分类号：TE341 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）31―0463―01
0 引言
随着大庆油田开发井数的逐年增加和开发程度的不断加深，剩余油以高度零散分布为特点，措施挖潜效果逐年变差；储采失衡矛盾突出，资源接替能力不足；高含水后期油田开发控制产量递减、含水上升的压力不断加大；层间压力差异大的矛盾比较突出，结构调整难度大，并且开发分析需要考虑的地质情况越来越复杂，以精细地质研究成果为基础的单纯依靠手工分析的方法已经越来越不适应。在这种大背景下，大庆油田提出了在国内外均属于领先水平的多学科集成化藏研究工作，通过研究指导实践，实践修改认识的多次循环，实现了多学科研究成果再现历史、量化剩余油分布、优化水驱调整方案的过程。
1加快多学科研究研发及推广步伐，指导高含水后期水驱调整
1.1量化剩余油分布，明确调整思路
大庆长垣多学科油藏研究与应用在2002年正式启动，到目前为止，在技术上探索出大庆油田多学科油藏综合研究的有效途径，与国际通用做法接轨，提高了大庆油田的油藏管理水平；在应用上，以典型区块为例，多学科油藏综合研究与应用，有效地改善油田开发效果。近几年在研究区应用多学科油藏研究成果，实现了剩余油分析的四个量化、四个清楚、两个明确，进一步明确了高含水后期的水驱调整思路。对于含水高、采出程度高、注采关系完善但剩余储量最多的分流平原相及内前缘相砂体，剩余油主要存在于厚油层内部，主要是通过周期注水、深度调剖以及分层堵水，在控制低效注采的同时搞好平面调整；对于含水较低、采出程度较低且注采关系不完善的内前缘相及外前缘向砂体，剩余油主要存在于注采关系不完善的窄小河道，主要是采取补孔、转注、补充，进一步缩小注采井距，完善单砂体的注采关系；对于层间、平面动用差异较大且注采关系完善的外前缘相砂体，剩余油注采存在于动用较差的砂体中，主要是通过细分、调剖以及加大措施力度，进一步提高油层动用厚度、优化平面注采关系。
1.2 落实调整潜力，夯实稳产基础
1.2.1落实区块调整潜力
以剩余油量化结果为基础，通过分析、研究，并应用数值模拟手段，确定纵向上层位划分标准，根据单层的整体采出程度、综合含水间的关系进行划分，分为加强层、控制层及均衡层，确定标准为同时满足规定的含水和采出程度标准；平面上根据不同部位的动用状况分为加强部位、控制部位、均衡部位，确定标准为满足的任意一条。油层定性后，在注采状况清楚的基础上，综合考虑含水、地层压力的关系，同时应用数值模拟手段，确定出高含水后期水驱调整原则，即按照“三提三控一稳”的标准，实施油水井对应调整。
1.2.2落实单井调整潜力
一是合理确定注水调整界限。以保护套管为目的，通过对实际数据进行统计、分析，合理确定出注水井的注水调整界限值。按照地层压力年变化幅度±0.5MPa以内的界限，确定了不同类型砂体注水调整幅度。外前缘相砂体的提控幅度为小于20%，内前缘相和分流平原相的提水幅度为小于30%，控水幅度分别为15%和25%。
二是合理确定合理流压界限。以防止油层脱气，根据油井流入动态方程，确定出了不同含水、不同压力下的最低允许流压。
三是合理确定细分调整标准。应用实际监测资料，绘制油层吸水厚度比例分别和渗透率变异系数、砂岩厚度、层段内小层数曲线，以单井吸水厚度比例大于80%为标准（能够实现薄差油层有效动用，满足油田开发需要），确定出细分的“656”标准，即注水井层段内小层数6个以内，层段内砂岩厚度5m以内，层段内变异系数0.6以内。
四是合理确定措施调整界限。应用数值模拟技术，以措施井投入产出比大于2为界限，确定出了压裂、酸化、堵水等措施的选井选层标准。
按照以上标准，结合单井的动静态资料以及检测资料，落实了单井调整潜力。
1.3 优化调整方案，提高开发效益
潜力落实后，重点从注采系统调整和注采结构调整两个方面进行优化，控制产量递减和含水上升速度。以弥补测算出区块正常生产能力与预定指标间的产量差距为目标，进行方案优化。
一是注采系统优化。主要是以完善单砂体注采关系为目的，在现井网条件下进行井网重构，通过数值模拟，优选出效果最好，阶段采出程度最高、含水最低，投入产出比最高的方案进行现场实施。
二是注采结构优化。将需要通过调整增加的产量作为定量，年均含水作为变量确定出多个方案，分析不同方案需要的调整工作量以及经济效益，优选出经济效益最好且调整工作量切实可行的方案作为实施方案。
2现场应用及效果评价
选择A区块进行现场应用，按照以上高含水区块水驱调整思路及方法，自2011年开始推广应用，到目前为止已经取得了阶段性的进展。
一是注水结构得到改善。投入开发较早的井网，油层动用状况好、含水高，注水量得到有效控制，降低了7.83个百分点；而近几年投入开发的井网，除了受钻关影响较大的井网以外，为提高油层动用程度，改善油田开发效果，注水量增加了7.83个百分点。从注水井的吸水剖面看，油层动用厚度明显提高，吸水砂岩比例提高了0.88个百分点，且以表外储层和表内薄差油层增加幅度最大。
二是产液结构得到调整。从调整前后分含水级别产液量比例变化情况可以看出，含水级别为92%以上的井，通过方案减水、调剖、细分、周期注水受效以及堵水降液等措施手段产液量比例下降，而含水级别较低的井通过注水量上调以及措施上产等手段，产液量比例呈上升趋势，产液结构得到有效调整。
三是地层压力分布更趋合理。同井号对比495口井，与2011年下半年对比，合理区井数比例提高了1.82个百分点。
四是产量递减和含水上升速度得到较好控制。与2010年12月对比，日产液量下降800t，日产油量下降89.1t，综合含水上升0.03个百分点，流压上升0.04MPa。水平自然递减3.70%，与2010年同期对比，自然递减减缓1.09个百分点，含水上升速度减缓0.09个百分点，开发效果明显好转。
3结论及认识
3.1高含水后期，加大多学科研究及推广应用步伐，能够为水驱调整提供可靠的技术支撑；
3.2多学科研究成果能够量化高含水后期剩余油分布状况，明确水驱调整思路；
3.3研究探索适合高含水后期水驱措施调整界限是优选措施方案的前提保障；
3.4多学科数值模拟技术是优化水驱调整方案、提高开采效益的有效手段。
参考文献
[1] 赵国忠，王曙光，尹芝林，等.大庆长远多学油藏研究技术与应用[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：78～81.
[2] 赵翰卿.应用密井网测井曲线精细研制河流相储层沉积模型[J].第五次国际石油工程会议论文集，2008，20（2）：328～8133
[3] 朱焱.高含水后期油田开发调整配套技术研究与实践.石油工业出版社.2008，4：157-162
[关键词]高含水多学科调整思路水驱调整开发效果
中图分类号：TE341 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）31―0463―01
0 引言
随着大庆油田开发井数的逐年增加和开发程度的不断加深，剩余油以高度零散分布为特点，措施挖潜效果逐年变差；储采失衡矛盾突出，资源接替能力不足；高含水后期油田开发控制产量递减、含水上升的压力不断加大；层间压力差异大的矛盾比较突出，结构调整难度大，并且开发分析需要考虑的地质情况越来越复杂，以精细地质研究成果为基础的单纯依靠手工分析的方法已经越来越不适应。在这种大背景下，大庆油田提出了在国内外均属于领先水平的多学科集成化藏研究工作，通过研究指导实践，实践修改认识的多次循环，实现了多学科研究成果再现历史、量化剩余油分布、优化水驱调整方案的过程。
1加快多学科研究研发及推广步伐，指导高含水后期水驱调整
1.1量化剩余油分布，明确调整思路
大庆长垣多学科油藏研究与应用在2002年正式启动，到目前为止，在技术上探索出大庆油田多学科油藏综合研究的有效途径，与国际通用做法接轨，提高了大庆油田的油藏管理水平；在应用上，以典型区块为例，多学科油藏综合研究与应用，有效地改善油田开发效果。近几年在研究区应用多学科油藏研究成果，实现了剩余油分析的四个量化、四个清楚、两个明确，进一步明确了高含水后期的水驱调整思路。对于含水高、采出程度高、注采关系完善但剩余储量最多的分流平原相及内前缘相砂体，剩余油主要存在于厚油层内部，主要是通过周期注水、深度调剖以及分层堵水，在控制低效注采的同时搞好平面调整；对于含水较低、采出程度较低且注采关系不完善的内前缘相及外前缘向砂体，剩余油主要存在于注采关系不完善的窄小河道，主要是采取补孔、转注、补充，进一步缩小注采井距，完善单砂体的注采关系；对于层间、平面动用差异较大且注采关系完善的外前缘相砂体，剩余油注采存在于动用较差的砂体中，主要是通过细分、调剖以及加大措施力度，进一步提高油层动用厚度、优化平面注采关系。
1.2 落实调整潜力，夯实稳产基础
1.2.1落实区块调整潜力
以剩余油量化结果为基础，通过分析、研究，并应用数值模拟手段，确定纵向上层位划分标准，根据单层的整体采出程度、综合含水间的关系进行划分，分为加强层、控制层及均衡层，确定标准为同时满足规定的含水和采出程度标准；平面上根据不同部位的动用状况分为加强部位、控制部位、均衡部位，确定标准为满足的任意一条。油层定性后，在注采状况清楚的基础上，综合考虑含水、地层压力的关系，同时应用数值模拟手段，确定出高含水后期水驱调整原则，即按照“三提三控一稳”的标准，实施油水井对应调整。
1.2.2落实单井调整潜力
一是合理确定注水调整界限。以保护套管为目的，通过对实际数据进行统计、分析，合理确定出注水井的注水调整界限值。按照地层压力年变化幅度±0.5MPa以内的界限，确定了不同类型砂体注水调整幅度。外前缘相砂体的提控幅度为小于20%，内前缘相和分流平原相的提水幅度为小于30%，控水幅度分别为15%和25%。
二是合理确定合理流压界限。以防止油层脱气，根据油井流入动态方程，确定出了不同含水、不同压力下的最低允许流压。
三是合理确定细分调整标准。应用实际监测资料，绘制油层吸水厚度比例分别和渗透率变异系数、砂岩厚度、层段内小层数曲线，以单井吸水厚度比例大于80%为标准（能够实现薄差油层有效动用，满足油田开发需要），确定出细分的“656”标准，即注水井层段内小层数6个以内，层段内砂岩厚度5m以内，层段内变异系数0.6以内。
四是合理确定措施调整界限。应用数值模拟技术，以措施井投入产出比大于2为界限，确定出了压裂、酸化、堵水等措施的选井选层标准。
按照以上标准，结合单井的动静态资料以及检测资料，落实了单井调整潜力。
1.3 优化调整方案，提高开发效益
潜力落实后，重点从注采系统调整和注采结构调整两个方面进行优化，控制产量递减和含水上升速度。以弥补测算出区块正常生产能力与预定指标间的产量差距为目标，进行方案优化。
一是注采系统优化。主要是以完善单砂体注采关系为目的，在现井网条件下进行井网重构，通过数值模拟，优选出效果最好，阶段采出程度最高、含水最低，投入产出比最高的方案进行现场实施。
二是注采结构优化。将需要通过调整增加的产量作为定量，年均含水作为变量确定出多个方案，分析不同方案需要的调整工作量以及经济效益，优选出经济效益最好且调整工作量切实可行的方案作为实施方案。
2现场应用及效果评价
选择A区块进行现场应用，按照以上高含水区块水驱调整思路及方法，自2011年开始推广应用，到目前为止已经取得了阶段性的进展。
一是注水结构得到改善。投入开发较早的井网，油层动用状况好、含水高，注水量得到有效控制，降低了7.83个百分点；而近几年投入开发的井网，除了受钻关影响较大的井网以外，为提高油层动用程度，改善油田开发效果，注水量增加了7.83个百分点。从注水井的吸水剖面看，油层动用厚度明显提高，吸水砂岩比例提高了0.88个百分点，且以表外储层和表内薄差油层增加幅度最大。
二是产液结构得到调整。从调整前后分含水级别产液量比例变化情况可以看出，含水级别为92%以上的井，通过方案减水、调剖、细分、周期注水受效以及堵水降液等措施手段产液量比例下降，而含水级别较低的井通过注水量上调以及措施上产等手段，产液量比例呈上升趋势，产液结构得到有效调整。
三是地层压力分布更趋合理。同井号对比495口井，与2011年下半年对比，合理区井数比例提高了1.82个百分点。
四是产量递减和含水上升速度得到较好控制。与2010年12月对比，日产液量下降800t，日产油量下降89.1t，综合含水上升0.03个百分点，流压上升0.04MPa。水平自然递减3.70%，与2010年同期对比，自然递减减缓1.09个百分点，含水上升速度减缓0.09个百分点，开发效果明显好转。
3结论及认识
3.1高含水后期，加大多学科研究及推广应用步伐，能够为水驱调整提供可靠的技术支撑；
3.2多学科研究成果能够量化高含水后期剩余油分布状况，明确水驱调整思路；
3.3研究探索适合高含水后期水驱措施调整界限是优选措施方案的前提保障；
3.4多学科数值模拟技术是优化水驱调整方案、提高开采效益的有效手段。
参考文献
[1] 赵国忠，王曙光，尹芝林，等.大庆长远多学油藏研究技术与应用[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：78～81.
[2] 赵翰卿.应用密井网测井曲线精细研制河流相储层沉积模型[J].第五次国际石油工程会议论文集，2008，20（2）：328～8133
[3] 朱焱.高含水后期油田开发调整配套技术研究与实践.石油工业出版社.2008，4：157-162