D油田砂砾岩油藏由D12井区、D2井区、D20井区3个区块组成,为断层-岩性油藏,地层倾角5-6°左右,具有一定边、底水能量。油田开发层系位于八道湾组,储层以砂砾岩为主,油层孔隙度12.2%～28.6%,平均20.25%,渗透率0.82～2324.00mD,为中高渗、强非均质性储层。油藏于2006年采用280m反七点注水井网滚动投入开发,截止2014年底油藏有采油井116 口,注水井53 口,综合含水65.8%,已处于高含水开发阶段。油藏在开发过程中,由于储层非均质性较强,虽然开发初期采取了优化射孔、早期分注、调剖、堵水等手段,但油藏含水上升速度依然较快,2014年含水上升率6.9%,油藏绝对油量自然递减达到22.5%。由于油藏水淹水窜认识不清,井间、层间剩余油分布日益复杂,注采调控难度加大,油藏开发效果变差。因此,有必要进行D油田砂砾岩油藏精细注水研究,首先利用地震、录井、测井、生产动态等资料,开展前期开发效果评价,明确影响开发效果的关键影响因素。通过动静态资料相结合,利用测井曲线聚类法、产吸液剖面法、油藏工程分析法、Rdos软件模拟法对优势渗流通道进行了定量描述,确定水流优势通道类型、成因及分布规律,同时建立三维地质模型并刻画了剩余油分布规律。在此基础上,有针对性开展优化调水、周期注水、调剖、调驱等综合治理工作。通过精细注水研究,对所有注水井进行了优化调注、周期注水、调剖、调驱等综合治理工作,油藏含水上升率减缓4.0个百分点;油藏自然递减减缓7.2个百分点。截止2017年油藏生产稳定,含水上升率控制在2.5%,油藏自然递减控制在15%以内。D油田中高渗砂砾岩油藏精细注水研究及应用取得较好效果,得以下主要认识:油藏开发初期,高含水上升快,主要是受水流优势通道的影响。水流优势通道主要分为支撑砾岩型、侧翼粗砂岩型、胶结疏松型、岩性界面型,其中支撑砾岩型、胶结疏松型是主要的水流优势通道;针对水流优势通道进行小层调水、周期注水、调剖等治理,可有效减少低效、无效注水,控制含水上升速度;选择合适时机、通过优化调剖配方,增加聚合物驱油剂,可以有效提高驱油效果。建议针对控水效果较差的区域,可采取调堵一体治理,即注水井精细注水同时,采油井采取堵水措施,进一步控制含水上升。