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[摘 要] 坨七断块沙二8-10单元是胜坨油田整装多层油藏的典型代表，单元2004年进入特高含水开发后期，采出程度达到40.6%，综合含水达96.4%。由于在开发过程中受注采不均衡、现有井网不完善及薄差层水驱难度大等多方面因素影响，在单元进入特高含水开发阶段后，采用传统注采调整技术来提高水驱采收率的效果逐年变差，措施效果降低，导致单元递减加快。为提高水驱效果、提高采收率，应打破原有注采调整的界限，实现多种注采调整手段组合实施。根据油藏特征及开发现状进行一体化调整，针对井组间不同的矛盾，制定与之相适应的组合注采调整模式。
[关键词]组合注采调整
中图分类号：TE323 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）33-0377-01
1 油藏基本概况
胜坨油田坨七断块沙二8-10单元位于胜坨油田三区穹窿背斜构造的东南翼，北以14号和14'号断层为界与坨30断块相接，西以11号断层为界与坨11断块相接，南面和东面与边水相连，含油面积7.6km2，油层平均有效厚度25.1 m，地质储量2948×104t，共有3个砂层组8个小层，其中主力层5个，地质储量2613×104t %。单元地层由西北向东南倾斜，倾角3度左右，围绕11号断层和12号断层的中部和北部形成两个构造高点。内部断层把坨七断块分割为“西区”、“北区”和“南区”三个小断块。沉积类型为三角洲前缘亚相沉积，平均孔隙度27%，平均渗透率2550×10-3μm2，岩性以中、细、粉砂岩为主。
2 井区注采调整面对的突出问题
2.1 井区注采不均衡，单一调整手段效果变差
由于坨七断块沙二8-10单元内平面矛盾较为突出，注水开发过程中注入水沿高渗透条带窜流，造成井区内水淹状况存在差异，高渗透条带水淹程度高。同时井区内由高渗透条带造成的主流线方向采液强度高，而次流线受到干扰，水驱效果较差。据统计，目前单元位于注采非主流线区域油井17口，平均含水95.9%，比单元平均含水低1.4%。面对井区注采不均衡，单一调整手段效果差，在开发过程中表现为调剖见效期短、水井调整顾此失彼。
2.2 井网井距不合理，常规调整方法效果差
从坨七断块8-10单元油组各油砂体井网控制情况分析，原注采井网对主力油砂体主体部位控制程度高，而对主力层的边角地区和非主力层控制程度低，加之这些地区油层少，井距大，导致这些井组注采不完善，开发效果不理想。通过经济极限井网密度确定最小经济井距，通过驱替压力梯度确定最大技术井距，考虑剩余油零散的拉大井距，剩余油富集缩小井距，扩大波及体积，控制含水上升，最小经济极限井距175-230m；综合考虑累采累注、老井利用，确定各合理注采井距290m-385m。但由于历史开发问题的制约，坨七沙二8-10单元的油水井井距多在100-200m、350-450m区间范围内。
2.3 实施薄差层挖潜，改善水驱难度加大
在目前采出程度整体较高的情况下，受地层发育状况的影响，主力层由于物性好、平面展布好，驱油效率高，导致其剩余油分布零散。而非主力层由于物性差、受主力层干扰程度高，层内驱油效率低，从而呈现剩余油整体富集的特点。因此，展开薄差层挖潜对提高采收率有着重大的意义。从注水状况来看，单元14口井吸水剖面资料统计，主力沙二102、103层相对吸水量为89%，启动压力8.2MPa；而非主力沙二101、104层相对吸水量仅为11%，启动压力12.3MPa。
3 组合注采调整方案应用及效果评价
3.1 组合注采调整方案简介
在井组分类管理的基础上，结合目前单一、常规注采调整方式效果变差的现况，根据井区内不同类型井组存在的问题及潜力，针对以上三大类问题井组，采取了以下三种注采调整组合方式：
3.1.1 调剖与增注组合
对因后期开发造成的平面不均衡井组，由于主流线方向长期的强采强注，导致井组内主流线方向平面水窜，非主力线方向水驱效果差。因此，针对平面流线不均衡的井组，可以采取调剖与增注结合的调整模式，即对主流线方向水井进行调剖，调剖后对非主流线水井提水，改善水驱效果，提高井组开发效果。单元1-8月实施注采调整工作量25井次，水井调配工作量10口，增水870方，及时有效的夯实了老井稳产的基础。
3.1.2 作业与改造组合
针对存在纵向差异的问题水井，包括层间差异大导致的分水不合格水井以及管柱失效水井，作业时对非主力层实施酸化改造，配合重分层等措施，确保非主力层有效注水，提高非主力层动用程度。
3.1.3 产液调整与增注组合
对于平面单向采液速度大，造成的注采不均衡井组，采取主流线控液、非主流线提液的方式，调整地下流场，配合实施水井增注措施，调整注采流线，达到均衡井组注采流线的目的。由于单元的井网不够完善，单靠提压注水势必会造成平面及纵向上注采矛盾的加剧。因此针对井区开发现况，合理选用一种或多种组合模式对井区内不同井组进行油水井一体化治理，调整产液结构，是在现有井网条件下，以小开发成本获得较大经济收益的最佳选择。结合以上多种组合注采调整方法，针对坨七断块8-10单元的生产现况，对3-2N168井区实施调整。
3.2 井区分析
3.2.1 井区开发状况及分析
井区产量占单元总产量的16%，其中开油井7口，日产液量1340t，日产油量47t，综合含水96.5%，动液面714.6m，开水井4口，日注水量1116m3，注采比为0.81。进入2011年以来，由于该井区经过长期开采，平面、纵向矛盾突出，通过水井调整，井区液量有所上升，但随之而来的是含水大幅上升，稳产形势遭到挑战。为此，对井区内三场进行精细分析及再认识，按注采对应关系，将井区细分为两个井组：3-2N168井组和3-3-156井组。针对不同井组间矛盾不同，实施了不同的组合注采调整。自2011年9月起实施组合注采调整方案后，井区产量稳中有升，实现了该井区的持续稳产。
3.2.2 井区注采流线分析
由于3-2N168井组所隶属的坨七沙二81层主要发育有分流河道及点砂坝等微相。受沉积微相影响，沙二81层内沿分流河道微相注采的ST3-2N168井与ST3-3-181井之间形成高渗流条带，为主流线方向。而分处在两个点砂坝内的ST3-3-17井和STS3P9井则为ST3-2N168井的次流线方向。
3.2.3井区压力场分析.以3-2N168井组为例，该井组内位于构造低部位的ST3-3-181井日采液量230方，动液面670米，位于平面低压区，而造高部位的ST3-3-17井日采液量70方，动液面990米，位于平面高压区，因验证ST3-2N168井的主流线方向为ST3-3-181方向。
3.3 应用效果评价
通过以上不同组合注采调整方法的实施，井区产量有所回升，动液面恢复，整体开发形式明显好转。其中3-2N168井组累增油252.2t，3-3-156井组累增油701.4t。对井区进行经济效益评价发现，以目前的吨油成本3500元/t计算，3-2N168井区调整前后，实现经济收益832.6万元，投入产出比=121：（953.6×0.35）=1：19.5获得较好经济收益。
4 认识与体会
坨七8-10砂层组经过40年的开发，目前已进入特高含水开发阶段，综合含水高达97.3%，采出程度46.1%，储量动用程度高、水淹严重、油层大孔道发育，剩余油高度分散、稳产难度大。传统单一的注采调整手段针对目前开发形势来说已如强弩之末，效果差，见效期短。在注水开发过程中，应综合运用动态监测资料等进行分析，确定注水流线、潜力状况及注采对应状况、明确井组内三场状况，再针对井组内注采矛盾，选用合适的组合注采调整方案。组合注采调整方法是油田进入特高含水期以后油藏进一步提高采收率的开发技术。由于组合注采调整方案花销少，见效快，可在较低运行成本内更深层次的提高采收率。
[关键词]组合注采调整
中图分类号：TE323 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）33-0377-01
1 油藏基本概况
胜坨油田坨七断块沙二8-10单元位于胜坨油田三区穹窿背斜构造的东南翼，北以14号和14'号断层为界与坨30断块相接，西以11号断层为界与坨11断块相接，南面和东面与边水相连，含油面积7.6km2，油层平均有效厚度25.1 m，地质储量2948×104t，共有3个砂层组8个小层，其中主力层5个，地质储量2613×104t %。单元地层由西北向东南倾斜，倾角3度左右，围绕11号断层和12号断层的中部和北部形成两个构造高点。内部断层把坨七断块分割为“西区”、“北区”和“南区”三个小断块。沉积类型为三角洲前缘亚相沉积，平均孔隙度27%，平均渗透率2550×10-3μm2，岩性以中、细、粉砂岩为主。
2 井区注采调整面对的突出问题
2.1 井区注采不均衡，单一调整手段效果变差
由于坨七断块沙二8-10单元内平面矛盾较为突出，注水开发过程中注入水沿高渗透条带窜流，造成井区内水淹状况存在差异，高渗透条带水淹程度高。同时井区内由高渗透条带造成的主流线方向采液强度高，而次流线受到干扰，水驱效果较差。据统计，目前单元位于注采非主流线区域油井17口，平均含水95.9%，比单元平均含水低1.4%。面对井区注采不均衡，单一调整手段效果差，在开发过程中表现为调剖见效期短、水井调整顾此失彼。
2.2 井网井距不合理，常规调整方法效果差
从坨七断块8-10单元油组各油砂体井网控制情况分析，原注采井网对主力油砂体主体部位控制程度高，而对主力层的边角地区和非主力层控制程度低，加之这些地区油层少，井距大，导致这些井组注采不完善，开发效果不理想。通过经济极限井网密度确定最小经济井距，通过驱替压力梯度确定最大技术井距，考虑剩余油零散的拉大井距，剩余油富集缩小井距，扩大波及体积，控制含水上升，最小经济极限井距175-230m；综合考虑累采累注、老井利用，确定各合理注采井距290m-385m。但由于历史开发问题的制约，坨七沙二8-10单元的油水井井距多在100-200m、350-450m区间范围内。
2.3 实施薄差层挖潜，改善水驱难度加大
在目前采出程度整体较高的情况下，受地层发育状况的影响，主力层由于物性好、平面展布好，驱油效率高，导致其剩余油分布零散。而非主力层由于物性差、受主力层干扰程度高，层内驱油效率低，从而呈现剩余油整体富集的特点。因此，展开薄差层挖潜对提高采收率有着重大的意义。从注水状况来看，单元14口井吸水剖面资料统计，主力沙二102、103层相对吸水量为89%，启动压力8.2MPa；而非主力沙二101、104层相对吸水量仅为11%，启动压力12.3MPa。
3 组合注采调整方案应用及效果评价
3.1 组合注采调整方案简介
在井组分类管理的基础上，结合目前单一、常规注采调整方式效果变差的现况，根据井区内不同类型井组存在的问题及潜力，针对以上三大类问题井组，采取了以下三种注采调整组合方式：
3.1.1 调剖与增注组合
对因后期开发造成的平面不均衡井组，由于主流线方向长期的强采强注，导致井组内主流线方向平面水窜，非主力线方向水驱效果差。因此，针对平面流线不均衡的井组，可以采取调剖与增注结合的调整模式，即对主流线方向水井进行调剖，调剖后对非主流线水井提水，改善水驱效果，提高井组开发效果。单元1-8月实施注采调整工作量25井次，水井调配工作量10口，增水870方，及时有效的夯实了老井稳产的基础。
3.1.2 作业与改造组合
针对存在纵向差异的问题水井，包括层间差异大导致的分水不合格水井以及管柱失效水井，作业时对非主力层实施酸化改造，配合重分层等措施，确保非主力层有效注水，提高非主力层动用程度。
3.1.3 产液调整与增注组合
对于平面单向采液速度大，造成的注采不均衡井组，采取主流线控液、非主流线提液的方式，调整地下流场，配合实施水井增注措施，调整注采流线，达到均衡井组注采流线的目的。由于单元的井网不够完善，单靠提压注水势必会造成平面及纵向上注采矛盾的加剧。因此针对井区开发现况，合理选用一种或多种组合模式对井区内不同井组进行油水井一体化治理，调整产液结构，是在现有井网条件下，以小开发成本获得较大经济收益的最佳选择。结合以上多种组合注采调整方法，针对坨七断块8-10单元的生产现况，对3-2N168井区实施调整。
3.2 井区分析
3.2.1 井区开发状况及分析
井区产量占单元总产量的16%，其中开油井7口，日产液量1340t，日产油量47t，综合含水96.5%，动液面714.6m，开水井4口，日注水量1116m3，注采比为0.81。进入2011年以来，由于该井区经过长期开采，平面、纵向矛盾突出，通过水井调整，井区液量有所上升，但随之而来的是含水大幅上升，稳产形势遭到挑战。为此，对井区内三场进行精细分析及再认识，按注采对应关系，将井区细分为两个井组：3-2N168井组和3-3-156井组。针对不同井组间矛盾不同，实施了不同的组合注采调整。自2011年9月起实施组合注采调整方案后，井区产量稳中有升，实现了该井区的持续稳产。
3.2.2 井区注采流线分析
由于3-2N168井组所隶属的坨七沙二81层主要发育有分流河道及点砂坝等微相。受沉积微相影响，沙二81层内沿分流河道微相注采的ST3-2N168井与ST3-3-181井之间形成高渗流条带，为主流线方向。而分处在两个点砂坝内的ST3-3-17井和STS3P9井则为ST3-2N168井的次流线方向。
3.2.3井区压力场分析.以3-2N168井组为例，该井组内位于构造低部位的ST3-3-181井日采液量230方，动液面670米，位于平面低压区，而造高部位的ST3-3-17井日采液量70方，动液面990米，位于平面高压区，因验证ST3-2N168井的主流线方向为ST3-3-181方向。
3.3 应用效果评价
通过以上不同组合注采调整方法的实施，井区产量有所回升，动液面恢复，整体开发形式明显好转。其中3-2N168井组累增油252.2t，3-3-156井组累增油701.4t。对井区进行经济效益评价发现，以目前的吨油成本3500元/t计算，3-2N168井区调整前后，实现经济收益832.6万元，投入产出比=121：（953.6×0.35）=1：19.5获得较好经济收益。
4 认识与体会
坨七8-10砂层组经过40年的开发，目前已进入特高含水开发阶段，综合含水高达97.3%，采出程度46.1%，储量动用程度高、水淹严重、油层大孔道发育，剩余油高度分散、稳产难度大。传统单一的注采调整手段针对目前开发形势来说已如强弩之末，效果差，见效期短。在注水开发过程中，应综合运用动态监测资料等进行分析，确定注水流线、潜力状况及注采对应状况、明确井组内三场状况，再针对井组内注采矛盾，选用合适的组合注采调整方案。组合注采调整方法是油田进入特高含水期以后油藏进一步提高采收率的开发技术。由于组合注采调整方案花销少，见效快，可在较低运行成本内更深层次的提高采收率。