【摘要】本文针对吴旗长6高注采比、低产、低压的开发特征，开展从精细油藏描述到开发技术对策制定的一体化综合研究，主要以地质研究为基础，剖析区域储层特征，以油藏工程、动态分析、动态监测相结合，描述油藏平面、剖面水驱及剩余油分布规律，总结动态调整措施效果，确定开发特征的主要影响因素，提出改善开发效果的具体实施对策。
　　
【关键词】油藏描述 非均质性 剩余油 调整措施
　　
吴旗油田吴410区自2000年以菱形反九点井网投入注水开发以来，开发特征主要表现为注采比大、油井见效程度低、产量低、开发效果差等，本文旨在通过精细地质研究，深入剖析储层地质特征，并结合油藏动态分析和动态监测成果，描述注水开发过程中储层油水运移规律，分析历史开发调整措施效果，确定开发现状主要影响因素，研究制定改善老油田注水开发效果对策，为特低渗透油田开发稳产技术研究提供地质依据，并为周边后续建产区块制定开发技术政策做好技术储备。
　　
1 开发特征描述
　　
本区长6油藏地处陕北斜坡中部，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，平均坡降6m/km，区内长61油层普遍发育，为三角洲前缘水下分流河道砂体含油，油层分布与砂体展布和相变有关，与构造关系不大。
　　
根据区域岩石岩矿薄片鉴定分析，长61储层岩石类型属长石砂类，岩石结构为颗粒支撑，点式接触，孔隙～薄膜式钙泥质胶结，岩性致密，物性差。本区岩芯样品分析，平均孔隙度为11.9%，渗透率为0.412mD，岩芯压汞资料表明，排驱压力（0.4995MPa）和中值压力（6.2783MPa）都较高，中值半径仅为0.117μm，喉道属于微细喉范畴，渗透阻力较大。原始地层压力为13.0MPa左右，油藏饱和压力为9.57MPa。这些都是说明油层物性较差、压力低，属特低渗透油藏。
　　
主要开发特征表现为以下几点：
　　
1.1 高注采比 低产油水平稳产
　　
本区共有油井27口，平均单井日产液0.8m3，单井日产油能力0.6t，含水16.5%。动态主要表现为低油量、低含水稳产。历年注采比见图1。
　　
1.2 老井压力保持水平较低
　　
2009年平均地层压力保持水平65.5%，历年压力保持水平柱状图显示，地层压力测试结果逐年下降。历年压力保持水平见图2。
　　
（2）含油性：河道顶部含油性好，但相对粒间孔不发育，长石溶孔为主要孔隙，钙质、硅质胶结严重；中下部含油性变差，但粒间孔变得发育，长石溶孔面孔率较高，胶结物以绿泥石为主。
　　
（3）纵向非均质性：主力产层平面上砂体分布较稳定，储层厚度大且连片性好，但储层内部夹层发育，层内夹层平均频率0.17条/m。
　　
综上所述，本区主力产层以三角洲前缘水下分流河道正韵律沉积为主，储层上部物性差，但含油较好，也是开发井射孔试采的主要部位，但纵向非均质性及物性差异导致纵向吸水差异大，吸水剖面下移，注入水易沿储层下段（或相对高渗段）流走，造成无效注水或注水效率低。
　　
3 历年动态调整措施效果分析3.1 油井转注
　　
2005年实施转注4井次，转注前井组油井压力保持水平持续下降，转注后，井组油井同井对比地层压力由9.3MPa逐渐上升到11.5MPa，井组产量稳中有升。
　　
3.2 注水井剖面调整
　　
2006年实施注水井补孔及剖面调整措施3口，措施后井组产量稳中有升，但有效改善剖面吸水状况及提高纵向水驱波及体积时间短，吸水剖面下移等问题依然突出。
　　
3.3 不同注水强度试验
　　
2006年开展大排量（160m3/d）注水试验2井次，试验井组产量稳中有升，但研究表明，平均注水量超过70m3/d时，微裂缝开启，大排量注水势必造成多方向裂缝开启，特别是高角度裂缝。2008年将注水量由160↓20m3/d，井组产量呈逐渐下降趋势，2009年再次增大注水强度（1.5↑2.0m3/d.m），调整后地层压力由10.28MPa↑10.52MPa。