【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。本文以辽河油田J99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。
　　
【关键词】水驱 老油田
　　
1 水驱老油田分层开发的必要性
　　
一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求
　　
水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。渗透率在12～4200mD之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。
　　
二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大
　　
据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。
　　
三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧
　　
长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。
　　
2 油藏基本特征及开发现状
　　
该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。油层埋深1200～1570m，杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。
　　
J99块杜家台油层原油性质较差。在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mPa·s。在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa·s，属普通稠油。
　　
该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。
　　
3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究
　　3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进
　　
J99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。水下分流河道中心、河口砂坝中心部位的物性好于边部。平面上的这种强非均质性，决定了水驱油过程中油层平面上水淹程度的不均匀。大量监测资料表明，主河道中心线水淹最快，中心线两侧主河道水淹速度稍微慢一些，而分流间和前缘薄层砂水淹速度最慢。
　　
3.2 纵向上注入水主要沿油层厚度大、高渗层单层突进
　　
J99块杜家台油层纵向上非均质性严重，决定了在注水开发过程中层间矛盾尖锐，单层突进现象严重，注入水主要沿厚度大、渗透率高的单层突进。
　　
3.3 层内受渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在差异
　　
夹层是指分散在单砂体内、横向不稳定的相对低渗透层或非渗透层。作为渗流屏障，夹层影响着砂体内垂向和（或）侧向的流体渗流。渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。夹层几何配置方式一般划分为二类，即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。J99块杜家台油层的夹层在砂体中多平行于砂层层面分布，属于平行的渗流屏障。
　　
按照层内的韵律特征，夹层的稳定程度，J99块层内水淹特征主要表现为厚油层上部水淹型、厚油层下部水淹型。
　　
厚油层上部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体渗透率级差均较大，渗透率级差>5，夹层分布稳定，自然电位曲线呈明显的漏斗形，底部渗透率较低，最高渗透率位于韵律顶部，注入水沿上部的高渗条带突进，形成强水洗带，中下部储量动用较差，水洗程度低，剩余油富集。
　　
厚油层下部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体储层相对均质，渗透率级差均较小，小于2，夹层较厚，分布稳定，自然电位曲线呈箱形。注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，可向下渗流，注水波及系数较大，中下部动用程度高，剩余油在韵律层的顶部富集。
　　
3.4 无夹层的厚层，受重力作用层内注入水主要沿底部快速推进
　　
产生此类剩余油分布模式的储层反韵律特征不明显，渗透率级差<2，储层段的自然电位曲线为箱形，顶底突变接触，注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，主要向下渗流，中下部注水波及系数较大，动用程度高，下部水洗严重，剩余油在韵律层的顶部富集。
　　4 分层开发部署及实施效果
　　
针对各四级断块的储层特征、油品性质、剩余油潜力，确定了“平面分区、纵向分层，直平组合多元开发”的思路。J99块平面上被断层共分为5个四级断块，分别是中东块J99井区、西块J14井区、东块J17井区、东块J81井区、南块J2-33-28井区。在这5个块中分别优选出油层厚度较大（3～8m）、物性较好、中-弱水淹的单砂体进行直平组合多元开发，共部署各类井20口，其中水平井13口，直井6口，控制井1口（直井）。
　　
J99块截止目前已投产了2口水平井，4口直井。6口新井的投产使该块的日产油由58.0t上升至88t，综合含水由95.3%下降至83.2%，生产效果较好。
　　
5 取得认识
　　
5.1 控制井成功实施，探索了构造低部位的含油气性
　　
控制井位于构造较低部位，电测解释钻遇油层11.3米/3层，差油层7.3米/4层，中水淹层3.8米/2层，强水淹层12.2米/4层，钻遇以油层和强水淹层为主。该井的实施探索了构造低部位的含油气性，基本明确了含油边界。该井投产初期日产油3.0吨/每天，日产水25.3m3/天，含水89.4%，目前日产油3.6吨/每天，日产水21.8m3/天，含水85.8%，累产油460.8吨。
　　
5.2 直井油层钻遇率高，生产效果较好，井间剩余油富集
　　
在J99块J17井区部署的4口直井钻遇未水淹层89米，中水淹层17.2米，强水淹层12.2米，其中未水淹层钻遇厚度比例达75.4%，说明注水老区仍有剩余油富集。
　　
5.3 水平井效果较差，高含水老区实施风险大
　　
目前实施的两口水平井初期日产油8.5吨，日产水29.5m3/天，含水77.6%，目前日产油2.8吨/每天，日产水51.6m3/天，含水94.9%，累产油345.7吨，累产水3600.4m3。
　　
南块J2-33-28井区部署的J99-杜H5井，部署区域构造落实、单砂体油层厚度大（>10m）、含油性好、未水淹，但实钻水平段储层物性差，产能不落实，导致该井产量较低。
　　
中东块J99井区部署的J99-杜H7井，初期有一定的产能，但是产量递减较快，含水上升速度较快，该井的实施让我们充分认识到高含水老区部署水平井风险大。长期注水开发后，老油田内部油水关系进一步复杂化，尽管单井点水淹状况认识清楚（老井及导眼井），但水平井段只要局部水淹，导致水平井高含水。