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[摘 要]北二西东块二类油层存在层间矛盾大、层内动用不均衡、平面砂体发育差异大等问题，这些问题影响了该区的整体开发效果。以储层沉积特征及厚油层内部剩余油分布定量化描述研究成果为基础，运用综合性监测技术，合理优化调整措施，研究区块控水挖潜技术，实施层间、层内细分注采、周期注水、采油井压裂、深度调剖等调整措施，使得注入井吸入状况得到改善，地层压力系统得到调整，自然递减减缓，含水上升速度得到控制，充分挖潜剩余油，改善了该区的开发效果。
[关键词]矛盾 控水挖潜 周期注水 细分注采 自然递减
中图分类号：U261.153 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）30-0047-01
1 基本概况
北二西东块二类油层开发面积4.4km2，开采层位为萨二组，地质储量869×104t，孔隙体积1534m3，采用五点法面积井网，注采井距150m，共有注入采出井172口，其中采油井90口，注入井82口，注采井数比1：1.1。单井射开砂岩厚度20.4m，有效厚度14.7m，平均渗透率0.404μm2，原始地层压力10.30MPa，原始饱和压力9.5MPa，破裂压力12.28MPa。2005年12月投产，目前处于空白水驱阶段，区块投产后综合含水迅速上升到91.7%，年含水上升幅度达10.9个百分点，年自然递减达11.86%，开发形势严峻，控水挖潜亟待实施。
2 控水挖潜方向
2.1 开发层段多，油层差异大，层间矛盾突出。
北二西东块二类油层开发目的层为萨Ⅱ1+2a-萨Ⅱ15+16b，共17个沉积单元，其中有效厚度大于等于2.0m的厚油层，渗透率为0.46μm2，厚度为9.14m，占总有效厚度的56.7%；有效厚度介于1.0m和2.0m之间的油层，渗透率为0.30μm2，厚度为4.96m，占总有效厚度的30.8%。此外，油层以有效厚度大于等于1.0m的储层为主，有效厚度小于1.0m的油层， 渗透率为0.16μm2，厚度为2.03m，占总有效厚度的12.5%，纵向非均质性严重。
从动态资料反映，该区82口注入井未分注前，全井平均渗透率极差高达13.0μm2，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸水厚度比例仅37.1%，而渗透率大于500×10-3μm2的油层吸水厚度比例达63.2%，油层动用差异明显，层间矛盾大。
2.2 油层结构复杂，层内动用差异大，剩余油挖潜难度增加。
油层内部结构复杂且动用差异明显，造成局部剩余油相对富集，经研究剩余油主要有以下几种类型：一是夹层型剩余油：侧积夹层的分割作用使夹层上部存在剩余油，主要分布在曲流河点坝砂体的顶部；二是正韵律顶部型剩余油：韵律和夹层的共同作用使韵律段的顶部形成剩余油；三是分散薄片型剩余油：层内非均质的差异使物性差、韵律段顶部和夹层附近存在少量的薄片状的未水洗厚度。由于常规注水无法驱替到剩余油富集部位，挖掘难度大。
2.3 砂体发育差异明显，压力、含水分布不均衡，平面矛盾严重。
北二西东块二类油层萨二组油层属于喇西大型河流沉积体系，主要以分流平原相和三角洲内前缘相砂体沉积为主，发育5种沉积类型砂体，主要以曲流河沉积砂体为主，发育主河道（点坝）、废弃河道、决口河道、河间砂等微相类型。
从井间压力分布看，投产初期高低压井数比例高达65.2%，到2010年高低压井数比例仍达39.13%，地层压力分布不均衡。从采油井综合含水分布来看，2010年12月采油井含水小于85%的井数比例为4.4%，而采油井含水大于95%的井数比例高达37.7%，高含水井比例大，含水差异大。
3 控水挖潜技术研究
3.1 实施规模细分注采，挖掘层间剩余油，缓解层间矛盾。
数值模拟结果和生产实践表明，油层垂向非均质性严重，分层注采可以有效地缓解层间干扰。对该区81口注入井进行层间细分，主要分为加强层萨Ⅱ1-萨Ⅱ5+6和萨Ⅱ9-萨Ⅱ13+14、控制层萨Ⅱ7+8、萨Ⅱ15+16四个层段，其中加强层段146个层，平均注水强度6.8m3/d？m，控制层段163个层，平均注水强度4.4m3/d？m。实施后，注入压力上升1.2MPa，视吸水指数下降0.5m3/d？MPa。加强层段吸水厚度比例增加32.0个百分点，相对吸入量增加11.8个百分点。对应层段分层配产44口井，实施后日降液648t，日增油15t，含水下降1.7个百分点。
3.2 加强逆侧积方向注入，挖掘侧积夹层型剩余油。
该区萨Ⅱ1+2b点坝发育，侧积方向自西向东，由于侧积夹层作用，形成了侧积夹层型剩余油。示踪剂测试反映平行侧积方向注水推进速度快，此外，依据数值模拟结果，采取逆侧积方向加强注入、平行侧积方向控制采出的方式进行挖潜，注入井调整10口，周围12口采油井单井日增油0.9t，综合含水下降1.0个百分点。
3.3 实施层内细分注采，挖掘水平夹层型剩余油
为提高厚油层层内动用程度、改善层内矛盾，对层内水平夹层发育的萨II7+8油层进行层内细分注采，控制萨II7+8下部强水淹段，加强萨II7+8上部中低水淹段，提高厚油层层内动用程度。实施层内细分注水8口井，注入压力上升0.9MPa。层内细分采油2口井，日降液92t，日增油1.5t，综合含水下降4.0个百分点。
3.4 实施周期注水，减少低效无效循环，挖掘层内剩余油
在细分注采基础上，根据油层发育状况及测试资料，选择4口注入井在油层发育好、水淹程度高、正韵律发育的萨Ⅱ15+16进行周期注水，采取停层不停井原则注入，进一步挖掘剩余油。周期注水半周期为50天，日注水量按照70%比例恢复。实施后，4口采油井产液量稳定，初期日增油4.6t，含水下降1.3%，受效高峰期日增油17t，含水下降4.8个百分点，有效期20个月。针对萨Ⅱ1-3和萨Ⅱ10+11河道砂体发育、剩余油差异大的井区，优选8口注入井实施周期注水，采取层段间异步交叉周期注水方式，扩大波及体积，挖掘剩余油。
4 控水挖潜效果分析
通过上述调整措施，该区域的开发效果得到了明显改善。
一是油层吸入状况得到改善。统计该区12口注入井连续吸水剖面表明，吸水层数比例、有效厚度吸水比例由投产初期的52.0%、55.5%提高到目前的69.3%、74.8%，分别增加了17.3和19.3个百分点，吸入状况明显改善。
二是压力系统得到调整。目前区块地层压力9.81MPa，总压差为-0.49MPa，处于合理的压力范围以内，地层压力从投产初期的9.01MPa恢复到目前的9.81MPa，年均恢复0.16MPa。同时从井间压力分布看，高低压井数由投产初期15口井下降到目前的9口井，井数比例由65.2%下降到39.1%，降低了26.1个百分点。
三是递减减缓，含水上升速度得到控制。通过合理优化调整措施，该区递减逐年减缓，由2008年的10.90%下降到目前的8.18%，减缓2.72个百分点，含水上升幅度由0.89下降到0.28，减缓0.61个百分点。
5 几点认识
1） 二类油层开发层位多，层间矛盾大，适合分注；
2） 周期注水、层内细分注采、调剖是厚油层内剩余油挖潜的有效手段；
3） 不同类型油层压裂时，优化压裂方式是关键。
作者简介
陈婉，女，1989年4月21日出生，2013年毕业于中国石油大学（北京），现工作在大庆油田第三采油厂地质大队三采室，从事聚驱分析工作。
[关键词]矛盾 控水挖潜 周期注水 细分注采 自然递减
中图分类号：U261.153 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）30-0047-01
1 基本概况
北二西东块二类油层开发面积4.4km2，开采层位为萨二组，地质储量869×104t，孔隙体积1534m3，采用五点法面积井网，注采井距150m，共有注入采出井172口，其中采油井90口，注入井82口，注采井数比1：1.1。单井射开砂岩厚度20.4m，有效厚度14.7m，平均渗透率0.404μm2，原始地层压力10.30MPa，原始饱和压力9.5MPa，破裂压力12.28MPa。2005年12月投产，目前处于空白水驱阶段，区块投产后综合含水迅速上升到91.7%，年含水上升幅度达10.9个百分点，年自然递减达11.86%，开发形势严峻，控水挖潜亟待实施。
2 控水挖潜方向
2.1 开发层段多，油层差异大，层间矛盾突出。
北二西东块二类油层开发目的层为萨Ⅱ1+2a-萨Ⅱ15+16b，共17个沉积单元，其中有效厚度大于等于2.0m的厚油层，渗透率为0.46μm2，厚度为9.14m，占总有效厚度的56.7%；有效厚度介于1.0m和2.0m之间的油层，渗透率为0.30μm2，厚度为4.96m，占总有效厚度的30.8%。此外，油层以有效厚度大于等于1.0m的储层为主，有效厚度小于1.0m的油层， 渗透率为0.16μm2，厚度为2.03m，占总有效厚度的12.5%，纵向非均质性严重。
从动态资料反映，该区82口注入井未分注前，全井平均渗透率极差高达13.0μm2，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸水厚度比例仅37.1%，而渗透率大于500×10-3μm2的油层吸水厚度比例达63.2%，油层动用差异明显，层间矛盾大。
2.2 油层结构复杂，层内动用差异大，剩余油挖潜难度增加。
油层内部结构复杂且动用差异明显，造成局部剩余油相对富集，经研究剩余油主要有以下几种类型：一是夹层型剩余油：侧积夹层的分割作用使夹层上部存在剩余油，主要分布在曲流河点坝砂体的顶部；二是正韵律顶部型剩余油：韵律和夹层的共同作用使韵律段的顶部形成剩余油；三是分散薄片型剩余油：层内非均质的差异使物性差、韵律段顶部和夹层附近存在少量的薄片状的未水洗厚度。由于常规注水无法驱替到剩余油富集部位，挖掘难度大。
2.3 砂体发育差异明显，压力、含水分布不均衡，平面矛盾严重。
北二西东块二类油层萨二组油层属于喇西大型河流沉积体系，主要以分流平原相和三角洲内前缘相砂体沉积为主，发育5种沉积类型砂体，主要以曲流河沉积砂体为主，发育主河道（点坝）、废弃河道、决口河道、河间砂等微相类型。
从井间压力分布看，投产初期高低压井数比例高达65.2%，到2010年高低压井数比例仍达39.13%，地层压力分布不均衡。从采油井综合含水分布来看，2010年12月采油井含水小于85%的井数比例为4.4%，而采油井含水大于95%的井数比例高达37.7%，高含水井比例大，含水差异大。
3 控水挖潜技术研究
3.1 实施规模细分注采，挖掘层间剩余油，缓解层间矛盾。
数值模拟结果和生产实践表明，油层垂向非均质性严重，分层注采可以有效地缓解层间干扰。对该区81口注入井进行层间细分，主要分为加强层萨Ⅱ1-萨Ⅱ5+6和萨Ⅱ9-萨Ⅱ13+14、控制层萨Ⅱ7+8、萨Ⅱ15+16四个层段，其中加强层段146个层，平均注水强度6.8m3/d？m，控制层段163个层，平均注水强度4.4m3/d？m。实施后，注入压力上升1.2MPa，视吸水指数下降0.5m3/d？MPa。加强层段吸水厚度比例增加32.0个百分点，相对吸入量增加11.8个百分点。对应层段分层配产44口井，实施后日降液648t，日增油15t，含水下降1.7个百分点。
3.2 加强逆侧积方向注入，挖掘侧积夹层型剩余油。
该区萨Ⅱ1+2b点坝发育，侧积方向自西向东，由于侧积夹层作用，形成了侧积夹层型剩余油。示踪剂测试反映平行侧积方向注水推进速度快，此外，依据数值模拟结果，采取逆侧积方向加强注入、平行侧积方向控制采出的方式进行挖潜，注入井调整10口，周围12口采油井单井日增油0.9t，综合含水下降1.0个百分点。
3.3 实施层内细分注采，挖掘水平夹层型剩余油
为提高厚油层层内动用程度、改善层内矛盾，对层内水平夹层发育的萨II7+8油层进行层内细分注采，控制萨II7+8下部强水淹段，加强萨II7+8上部中低水淹段，提高厚油层层内动用程度。实施层内细分注水8口井，注入压力上升0.9MPa。层内细分采油2口井，日降液92t，日增油1.5t，综合含水下降4.0个百分点。
3.4 实施周期注水，减少低效无效循环，挖掘层内剩余油
在细分注采基础上，根据油层发育状况及测试资料，选择4口注入井在油层发育好、水淹程度高、正韵律发育的萨Ⅱ15+16进行周期注水，采取停层不停井原则注入，进一步挖掘剩余油。周期注水半周期为50天，日注水量按照70%比例恢复。实施后，4口采油井产液量稳定，初期日增油4.6t，含水下降1.3%，受效高峰期日增油17t，含水下降4.8个百分点，有效期20个月。针对萨Ⅱ1-3和萨Ⅱ10+11河道砂体发育、剩余油差异大的井区，优选8口注入井实施周期注水，采取层段间异步交叉周期注水方式，扩大波及体积，挖掘剩余油。
4 控水挖潜效果分析
通过上述调整措施，该区域的开发效果得到了明显改善。
一是油层吸入状况得到改善。统计该区12口注入井连续吸水剖面表明，吸水层数比例、有效厚度吸水比例由投产初期的52.0%、55.5%提高到目前的69.3%、74.8%，分别增加了17.3和19.3个百分点，吸入状况明显改善。
二是压力系统得到调整。目前区块地层压力9.81MPa，总压差为-0.49MPa，处于合理的压力范围以内，地层压力从投产初期的9.01MPa恢复到目前的9.81MPa，年均恢复0.16MPa。同时从井间压力分布看，高低压井数由投产初期15口井下降到目前的9口井，井数比例由65.2%下降到39.1%，降低了26.1个百分点。
三是递减减缓，含水上升速度得到控制。通过合理优化调整措施，该区递减逐年减缓，由2008年的10.90%下降到目前的8.18%，减缓2.72个百分点，含水上升幅度由0.89下降到0.28，减缓0.61个百分点。
5 几点认识
1） 二类油层开发层位多，层间矛盾大，适合分注；
2） 周期注水、层内细分注采、调剖是厚油层内剩余油挖潜的有效手段；
3） 不同类型油层压裂时，优化压裂方式是关键。
作者简介
陈婉，女，1989年4月21日出生，2013年毕业于中国石油大学（北京），现工作在大庆油田第三采油厂地质大队三采室，从事聚驱分析工作。