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摘要：坨143单元自1999年5月投入开发，经过多次扩建产能、高速开发阶段，一直处于强化开采状态，目前已进入含水上升期。由于储层非均质性严重，经过长期的注水开发，油层易形成相对固定的注采连通对应关系，注入水沿着主流线率先到达采油井底，而非主流线上的油层不容易被注入水波及到，水驱动用程度低。本文通过对存在问题进行剖析，积极探索注采调整对策，有效提高单元水驱效率。
关键词：水窜 注采流线 不稳定注水 产液结构调整
中图分类号：TL279
1.基本概况
胜坨油田坨143沙三中油藏位于胜二区南部，为透镜状岩性油藏。含油面积2.75Km2，地质储量266万吨，油藏埋深2900-3000m，含油层位沙三中，含油小层2个31、32，其中31层为主力层，储量占90.4%。坨143单元构造比较简单，砂层顶面形态呈南高北低，倾角约5-10°，内部没有断层。单元沙三中砂体沉积物源来自东扩的东营三角洲，为一套夹于暗色泥岩中的砂质岩层，砂体属浊积水道沉积。砂体形态为长条状，分布方向呈东西向。砂体沿水道中心部位最厚，然后向两侧变薄尖灭。储层孔隙度、渗透率较低，平均孔隙度23.6%，平均渗透率63×10-3μm2，碳酸盐含量5.8%。垂直渗透率与平行渗透率之比为0.83，具有较高的垂渗能力。该砂体比较均质，层内无夹层，渗透率变异系数0.49。据X—衍射分析，砂岩中粘土矿物的成份为高岭石、伊蒙混层、绿泥石和伊利石。以高岭石为主，高嶺石含量平均74.6%。从润湿性资料及五敏分析资料可知，润湿性属亲水性。五敏反应中，无速敏反应，盐敏反应中临界矿化度为20000mg/l。非酸敏、弱碱敏反应，在水敏反应中，属中等偏强反应，不适合注淡水。
根据开发方式的不同，将坨143断块划分为两个阶段：天然能量开采阶段（1999.05—2000.07）1999年5月，该块正式投入开发，单井日产油水平40t/d。截止2000年7月，坨143断块油井开井7口，日产液水平156t/d，平均单井日产液水平22t/d，日产油水平145t/d，平均单井日产油水平11t/d，综合含水8%，平均动液面1144m，累计采油5.669×104t，地层总压降-14.76MPa。注水开发阶段（2000.08—目前）由于地层能量的衰减，坨143断块的日产油量降低，于2000年8月坨143断块实施注水开发，单元能量有所回升。2007年以来由于层系单一，措施接替不足，产量递减加快，2010-2011年通过西扩产能建设以及强化老区注采调整，控制含水上升速度，单元年产量保持稳定。目前但单元开油井19口，日液水平1201m3/d，日油水平75.7t/d，综合含水93.7%，平均动液面1068m，开水井17口，日注水平1264m3/d，注采比1.04。单元采出程度44.21%。
2.单元目前存在的主要问题
2.1平面储层非均质性差异大，水窜严重，油井含水上升较快。
根据方案编制顺序和相对位置将单元划分为三个井区：西扩井区、中部井区和东扩井区。单元储层孔隙度、渗透率较低，平均孔隙度23.6%，平均渗透率63×10-3μm2，碳酸盐含量5.8%。该砂体层内无明显夹层，纵向渗透率变异系数0.49，但是平面上渗透率差异较大，在注水开发期间，注入水主要沿高渗带窜流，从而造成高渗带水洗程度相当严重，而低渗带波及体积较小。西扩井区开油井6口，日产液量65t/d，日产油量21.2t/d，综合含水67.5%，平均动液面1533.5m，开水井4口，日注水量150m3/d，注采比为2.19。
井区自西向东划分为T143X41和T143X43两个井组。由于平面上渗透率差异较大，导致注入水沿高渗透条带窜流，井组水窜现象严重。T143X41井组：T143-38井受T143X41井注水影响，液面、含水均呈上升趋势，总矿化度由26598mg/L降至19964mg/L，表现出注入水水窜的特征；临井T143X39为非主流线方向，液量、能量均下降。
2.2由于采液强度存在差异，导致平面注采流线不均衡。
T143-5井组属于中部井区，开油井3口，水井3口，日产液量369m3/d，日产油量12.8t/d，综合含水为96.5%，平均动液面875.9m，日注水平372m3/d，注采比为1.01。2013年7月份以来，井组含水呈上升趋势。分析井组中T143-6、T143-3井均为150电潜泵，日产液量为160m3/d，而T143井为50型抽油机，日产液量仅为30m3/d，由于采液强度的不同，导致注采流线不均衡，注水流线沿采液强度高的方向窜流。由示踪剂资料显示，T143-3、T143-6最先见到示踪剂，且见剂时间长，主流线为T143-3和T143-6m3/d，而次流线方向则为T143方向，注水流线沿主流线方向窜流，井组油井含水呈上升趋势，油井含水由95.01%上升至95.51%，日产油量由14.3t/d下降至12.7t/d。
3.采取的措施及效果评价
结合单元储层特点，油水井连通好，存在优势渗流通道，导致注采流线不均衡等主要问题。围绕“均衡注采流线，控制油井含水上升，减缓自然递减”这一主线，通过实施调配注水量和调整产液结构，以改变地下流场和压力场，达到均衡注水流线的目的。
3.1采用不稳定注水方式改善西扩井区水窜问题，抑制油井含水上升。单元油层较单一，经过长期注水开发，易形成固定的注水流线。对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞留区。2013年2月23日实施调整，对水井T143X41井停注30天，注水30天，关井期间，油井T143-38含水下降明显。今年以来对该井实施了两个周期，平均日增油0.9吨，动液面稳定。
3.2调整采液强度，改变地下流场，均衡平面注采流线，减缓单元递减。
中部井区因采液强度的差异，导致平面流线不均衡，针对这一问题，对均衡井组实施调整产液结构，均衡地下流场，抑制水窜。对井组中的T143井实施提液引流，改变地下流场。2013.8.28日对T143井实施抽改电，并对应水井T143-5调配，措施实施后，油井T143-6、T143-3含水上升速度有所减缓，井组日产能增加2.5吨。
图1 坨143-5井组注采对应曲线
4.结论及认识
通过调整，井区综合含水趋于稳定，开发形势趋于好转。由此得出以下认识：不稳定注水是针对非均质油藏的一种有效提高采收率的方法，能够有效地降低含水率。对于平面水窜严重的单元，通过合理及时的调整产液结构，改变地下压力场，均衡注采流线，可有效减缓油井含水上升速度，夯实单元稳产基础。
参考文献
[1]高永利，何秋轩1不稳定注水微观机理研究[J]1低渗透油气田，2000.5。
[2]袁谋，计兆红，等著《胜坨油田开发技术》平面油水运动规律，2004。
关键词：水窜 注采流线 不稳定注水 产液结构调整
中图分类号：TL279
1.基本概况
胜坨油田坨143沙三中油藏位于胜二区南部，为透镜状岩性油藏。含油面积2.75Km2，地质储量266万吨，油藏埋深2900-3000m，含油层位沙三中，含油小层2个31、32，其中31层为主力层，储量占90.4%。坨143单元构造比较简单，砂层顶面形态呈南高北低，倾角约5-10°，内部没有断层。单元沙三中砂体沉积物源来自东扩的东营三角洲，为一套夹于暗色泥岩中的砂质岩层，砂体属浊积水道沉积。砂体形态为长条状，分布方向呈东西向。砂体沿水道中心部位最厚，然后向两侧变薄尖灭。储层孔隙度、渗透率较低，平均孔隙度23.6%，平均渗透率63×10-3μm2，碳酸盐含量5.8%。垂直渗透率与平行渗透率之比为0.83，具有较高的垂渗能力。该砂体比较均质，层内无夹层，渗透率变异系数0.49。据X—衍射分析，砂岩中粘土矿物的成份为高岭石、伊蒙混层、绿泥石和伊利石。以高岭石为主，高嶺石含量平均74.6%。从润湿性资料及五敏分析资料可知，润湿性属亲水性。五敏反应中，无速敏反应，盐敏反应中临界矿化度为20000mg/l。非酸敏、弱碱敏反应，在水敏反应中，属中等偏强反应，不适合注淡水。
根据开发方式的不同，将坨143断块划分为两个阶段：天然能量开采阶段（1999.05—2000.07）1999年5月，该块正式投入开发，单井日产油水平40t/d。截止2000年7月，坨143断块油井开井7口，日产液水平156t/d，平均单井日产液水平22t/d，日产油水平145t/d，平均单井日产油水平11t/d，综合含水8%，平均动液面1144m，累计采油5.669×104t，地层总压降-14.76MPa。注水开发阶段（2000.08—目前）由于地层能量的衰减，坨143断块的日产油量降低，于2000年8月坨143断块实施注水开发，单元能量有所回升。2007年以来由于层系单一，措施接替不足，产量递减加快，2010-2011年通过西扩产能建设以及强化老区注采调整，控制含水上升速度，单元年产量保持稳定。目前但单元开油井19口，日液水平1201m3/d，日油水平75.7t/d，综合含水93.7%，平均动液面1068m，开水井17口，日注水平1264m3/d，注采比1.04。单元采出程度44.21%。
2.单元目前存在的主要问题
2.1平面储层非均质性差异大，水窜严重，油井含水上升较快。
根据方案编制顺序和相对位置将单元划分为三个井区：西扩井区、中部井区和东扩井区。单元储层孔隙度、渗透率较低，平均孔隙度23.6%，平均渗透率63×10-3μm2，碳酸盐含量5.8%。该砂体层内无明显夹层，纵向渗透率变异系数0.49，但是平面上渗透率差异较大，在注水开发期间，注入水主要沿高渗带窜流，从而造成高渗带水洗程度相当严重，而低渗带波及体积较小。西扩井区开油井6口，日产液量65t/d，日产油量21.2t/d，综合含水67.5%，平均动液面1533.5m，开水井4口，日注水量150m3/d，注采比为2.19。
井区自西向东划分为T143X41和T143X43两个井组。由于平面上渗透率差异较大，导致注入水沿高渗透条带窜流，井组水窜现象严重。T143X41井组：T143-38井受T143X41井注水影响，液面、含水均呈上升趋势，总矿化度由26598mg/L降至19964mg/L，表现出注入水水窜的特征；临井T143X39为非主流线方向，液量、能量均下降。
2.2由于采液强度存在差异，导致平面注采流线不均衡。
T143-5井组属于中部井区，开油井3口，水井3口，日产液量369m3/d，日产油量12.8t/d，综合含水为96.5%，平均动液面875.9m，日注水平372m3/d，注采比为1.01。2013年7月份以来，井组含水呈上升趋势。分析井组中T143-6、T143-3井均为150电潜泵，日产液量为160m3/d，而T143井为50型抽油机，日产液量仅为30m3/d，由于采液强度的不同，导致注采流线不均衡，注水流线沿采液强度高的方向窜流。由示踪剂资料显示，T143-3、T143-6最先见到示踪剂，且见剂时间长，主流线为T143-3和T143-6m3/d，而次流线方向则为T143方向，注水流线沿主流线方向窜流，井组油井含水呈上升趋势，油井含水由95.01%上升至95.51%，日产油量由14.3t/d下降至12.7t/d。
3.采取的措施及效果评价
结合单元储层特点，油水井连通好，存在优势渗流通道，导致注采流线不均衡等主要问题。围绕“均衡注采流线，控制油井含水上升，减缓自然递减”这一主线，通过实施调配注水量和调整产液结构，以改变地下流场和压力场，达到均衡注水流线的目的。
3.1采用不稳定注水方式改善西扩井区水窜问题，抑制油井含水上升。单元油层较单一，经过长期注水开发，易形成固定的注水流线。对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞留区。2013年2月23日实施调整，对水井T143X41井停注30天，注水30天，关井期间，油井T143-38含水下降明显。今年以来对该井实施了两个周期，平均日增油0.9吨，动液面稳定。
3.2调整采液强度，改变地下流场，均衡平面注采流线，减缓单元递减。
中部井区因采液强度的差异，导致平面流线不均衡，针对这一问题，对均衡井组实施调整产液结构，均衡地下流场，抑制水窜。对井组中的T143井实施提液引流，改变地下流场。2013.8.28日对T143井实施抽改电，并对应水井T143-5调配，措施实施后，油井T143-6、T143-3含水上升速度有所减缓，井组日产能增加2.5吨。
图1 坨143-5井组注采对应曲线
4.结论及认识
通过调整，井区综合含水趋于稳定，开发形势趋于好转。由此得出以下认识：不稳定注水是针对非均质油藏的一种有效提高采收率的方法，能够有效地降低含水率。对于平面水窜严重的单元，通过合理及时的调整产液结构，改变地下压力场，均衡注采流线，可有效减缓油井含水上升速度，夯实单元稳产基础。
参考文献
[1]高永利，何秋轩1不稳定注水微观机理研究[J]1低渗透油气田，2000.5。
[2]袁谋，计兆红，等著《胜坨油田开发技术》平面油水运动规律，2004。