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[摘 要]本文对古城油田泌125区水驱普通稠油Ⅴ2-5层油藏地质特征和开发状况进行了分析，针对油田开发生产中存在的问题，根据剩余油分布规律，提出精细注水调整的政策界限和层系调整治理思路及对策。
[关键词]古城油田；注水开发；剩余油；层系调整
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0392-01
一、前言
古城油田泌125区水驱普通稠油Ⅴ2-5层具有原油粘度高、非均质性强的地质特征和多层合采的开采特点，注水过程中水驱存在严重的不均衡性，导致平面上水淹，纵向上动用差异大，剩余油分布状况复杂，措施挖潜难度越来越大，开发效果逐年变差，有必要通过精细注水和层系调整治理，提高各油层的有效动用程度，改善泌125区Ⅴ2-5层系注水开发效果，提高最终采收率。
二、基本情况和开发现状
（一）储层特征
泌125断块储层岩石以细、粉砂岩为主，由于受储层沉积相影响，泌125断块薄油层物性变化大，储层物性好，但纵横向差异大，非均质严重。主力层系Ⅴ2-5层由8个单层组成，层系组合厚度11.9m，孔隙度21.8-35.04%，平均孔隙度28.5%，各油层的渗透率为0.221-3.185μm2，平均渗透率为1.606μm2，纵向渗透率级差达14.4，纯总厚度比仅0.28；含油饱和度60-70%。
（二）开发历程
古城油田泌125断块Ⅴ2-5层系自1987年7月泌125井开始常规试采以来，经历了常规降压、蒸汽吞吐、注水开采三个阶段。
1987年7月-1990年3月为常规降压开采阶段：由于无能量补充油井产能递减快，平均年综合递减率为21.7%。
1990年4月-1996年8月为蒸汽吞吐开采阶段：由于受油层物性差，纯总厚度比低，油藏埋藏较深，热损失严重，注汽锅炉压力低等因素影响，吞吐效果较差。Ⅴ2-5油组吞吐后期，平均单井日产油能力仅1.8t。
1996年9月-至今为注水开采阶段：鉴于B125区地层能量严重不足，依靠蒸汽吞吐整体开发效果也较差的状况，于1996年9月开始在B1251、B1254、G4506井组进行热水驱试验，经过2002年下半年转注5口井，B125区块Ⅴ油组进入全面热水驱开发阶段。2009年又通过转注2口油井、新投两口更新注水井，进一步完善了注采井网。
（三）开发现状
泌125断块Ⅴ2-5层系地质储量223×104t，动用223×104t，可采储量48.1×104t。目前Ⅴ2-5层系共有13个注水井组，油井45口，油水井对应程度100%，水驱控制程度99.5%。截止2013年12月底，Ⅴ油组累计注水285×104m3，核实产液289×104t，核实产油49.8×104t，累积注采比1.01，采出程度16.76%，剩余可采储量14.3×104t。2013年12月Ⅴ2-5油组正常开井45口，核实日产液594.7吨，日产油51.4t，平均单井日产油1.1t，综合含水91.3%，采液速度7.05%，采油速度0.62%，剩余可采储量采油速度12.9%，日注水734m3，月注采比0.95。
三、 精细注水调整技术政策界限研究
（1）层系论证
合理划分开发层系，有利于减少层间干扰，充分发挥各类油层的生产能力。一套开发层系要有足够的有效厚度才能保证单井产量和较好的经济效益。油層有效厚度下限就是在油田开发年限内总产出等于总投入所必须的油层最小有效厚度，实际生产过程中，为了确保油田开发经济有效，一般用2倍最小油层厚度作为层系油层厚度下限，泌125油田碾平油层厚度11.57m，因此不具备细分层系开采的条件。
（2）井网井距论证
注采系统井网的部署直接关系着注水波及体积和水驱采收率的提高，影响油藏开发效果和经济效益。注采井网部署的核心任务是使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况，使更多的油井能受到注水效果，获得可能大的平面波及系数。评价井网的适应性指标为水驱控制程度，油砂体面积较大的油藏水驱控制程度应在80%以上。泌125油田目前井网密度76.7口/km2，根据泌125油田经济井距计算结果，对比目前井网井距状况，允许钻少量加密调整井，但不允许整体加密调整。分析认为目前注采井距合理，建议以目前注采井网为基础，进行局部调整和局部完善。
（3） 合理压力
注水井最高压力界限必须遵循以下原则：目前工艺允许的范围；不超过油层破裂压力；不超过套管承受压力的界限；不造成地层伤害。注水压力可保持在破裂压力附近，可使近井地带地层产生微裂缝，提高地层的吸水能力，利用有关参数计算，泌125区合理井口注入压力为8.3 MPa，泌125油田饱和压力2.1Mpa，合理生产压差3.13Mpa。油田地饱压差大，有利于放大压差生产。
（4）合理注采比
合理注采比是水驱油藏在地下注采平衡状况下注入体积与采出液地下体积之比值。中高渗透油藏地层压力变化与注采比的关系清晰，符合物质平衡原理，压力平衡与注采平衡一致，即累积注采比接近1，地层压力接近原始地层压力，阶段注采比大于1，地层压力回升，阶段注采比小于1，地层压力下降，根据泌125油田油藏渗透特点，以及一般中高渗油藏开发实践，注采比保持在1.2左右较合理。目前油田的年注采比1.0，累计注采比为1.32。
（5）合理产能
地层压力、油井流动压力、原油性质、储层渗透性等因素决定了油井产能高低。在天然能量开发的条件下，因地层能量得不到补充，地层压力随开发时间延长而不断降低，产量呈衰竭式递减，产能变化往往为某一方式的递减规律。在注水开发的条件下保持地层压力开采，油井的产能随地层渗透性及原油性质不同而变化。统计泌125油田投产油井生产状况，合计平均单井稳定月产油40-50t/d，在此生产情况下，在保持注采1.0的条件下，可持续开采年限和经济效益为最佳，综合考虑，确定油井稳定月产能40t/d。 四、层系调整治理思路及技术对策
（1）总体思路
根据油水井注采现状、剩余油分布规律，针对开发中暴露出的主要矛盾，在最大限度的利用油水井资源的情况下，设计分层精细注水方案。基本策略是井网重组、层系细分、抽稀井网、拉大注采井距、改变液流方向。目的是实现区块精细分层注水，缩小层间渗透率级差，减缓层间矛盾，扩大注水波及体积，提高注水利用率，提高区块注水开发效果。
（2）技术对策
根据Ⅴ2-5层剩余油分布规律，设计将原来的一套井网细分为三套注采井网，水井严格实施分层注水，油井有条件的情况下进行单采，也可进行合采，逐步完善实施。
①H3Ⅴ4-5油组注采井网设计利用油井19口，利用水井5口，转注2口，油水井总数26口。油组储量59.2×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量9×104t，水驱动用程度提高10.7个百分点。②H3Ⅴ3油组注采井网设计利用油井19口，利用水井5口，转注1口，油水井总数25口。油组储量94.6×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量14.7×104t，水驱动用程度提高16.1个百分点。③H3Ⅴ2油组注采井网设计利用油井16口，利用水井3口，转注1口，油水井总数20口。油组储量82.9×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量12.3×104t，水驱动用程度提高16.9个百分点。三套井网水井均设计封堵非目的层段。
五、 结论及认识
（1）泌125水驱Ⅴ2-5层剩余油分布规律：平面上剩余油连片分布，主要处于沉积微相为前缘席状砂的构造低部位；纵向上油层动用不均匀，层间剩余油主要分布在Ⅴ21.3、Ⅴ31、Ⅴ42、Ⅴ51層。
（2）泌125水驱Ⅴ2-5层层系合理油层厚度界限7.6-11.31m，合理井网度密度界限49.75-90.25口/km2，合理注采井距113-152m。地层破裂压力13.2MPa，井口注水压力上限8.3MPa，合理地层压力5.23MPa，合理生产压差3.13MPa，合理注采比1-1.2，预测油田采收率25%。
（3）提出了开发层系调整对策，在现有井网条件下，利用油水井的封堵和转注，实现三套开发层系的有力开发。
参考文献
[1] 李云，靳水生，张明茹，陈彩云.示踪剂监测方法在泌125区块热水驱中的应用[J].西部探矿工程.2010，22（8）；65～67
[2] 刘喜杰，赵文杰，赵文民，廖文敏.古城油田B125断块调剖技术研究与应用[J].油气井测试.2003，12（1）；11～12
[3] 薄珉，陈勋等.辽河油田侧钻井技术.石油钻采工艺.2003.4（2）；21～24
[4] 戴启德，黄玉杰. 油田开发地质学. 中国石油大学出版社. 2006年12月.
[关键词]古城油田；注水开发；剩余油；层系调整
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0392-01
一、前言
古城油田泌125区水驱普通稠油Ⅴ2-5层具有原油粘度高、非均质性强的地质特征和多层合采的开采特点，注水过程中水驱存在严重的不均衡性，导致平面上水淹，纵向上动用差异大，剩余油分布状况复杂，措施挖潜难度越来越大，开发效果逐年变差，有必要通过精细注水和层系调整治理，提高各油层的有效动用程度，改善泌125区Ⅴ2-5层系注水开发效果，提高最终采收率。
二、基本情况和开发现状
（一）储层特征
泌125断块储层岩石以细、粉砂岩为主，由于受储层沉积相影响，泌125断块薄油层物性变化大，储层物性好，但纵横向差异大，非均质严重。主力层系Ⅴ2-5层由8个单层组成，层系组合厚度11.9m，孔隙度21.8-35.04%，平均孔隙度28.5%，各油层的渗透率为0.221-3.185μm2，平均渗透率为1.606μm2，纵向渗透率级差达14.4，纯总厚度比仅0.28；含油饱和度60-70%。
（二）开发历程
古城油田泌125断块Ⅴ2-5层系自1987年7月泌125井开始常规试采以来，经历了常规降压、蒸汽吞吐、注水开采三个阶段。
1987年7月-1990年3月为常规降压开采阶段：由于无能量补充油井产能递减快，平均年综合递减率为21.7%。
1990年4月-1996年8月为蒸汽吞吐开采阶段：由于受油层物性差，纯总厚度比低，油藏埋藏较深，热损失严重，注汽锅炉压力低等因素影响，吞吐效果较差。Ⅴ2-5油组吞吐后期，平均单井日产油能力仅1.8t。
1996年9月-至今为注水开采阶段：鉴于B125区地层能量严重不足，依靠蒸汽吞吐整体开发效果也较差的状况，于1996年9月开始在B1251、B1254、G4506井组进行热水驱试验，经过2002年下半年转注5口井，B125区块Ⅴ油组进入全面热水驱开发阶段。2009年又通过转注2口油井、新投两口更新注水井，进一步完善了注采井网。
（三）开发现状
泌125断块Ⅴ2-5层系地质储量223×104t，动用223×104t，可采储量48.1×104t。目前Ⅴ2-5层系共有13个注水井组，油井45口，油水井对应程度100%，水驱控制程度99.5%。截止2013年12月底，Ⅴ油组累计注水285×104m3，核实产液289×104t，核实产油49.8×104t，累积注采比1.01，采出程度16.76%，剩余可采储量14.3×104t。2013年12月Ⅴ2-5油组正常开井45口，核实日产液594.7吨，日产油51.4t，平均单井日产油1.1t，综合含水91.3%，采液速度7.05%，采油速度0.62%，剩余可采储量采油速度12.9%，日注水734m3，月注采比0.95。
三、 精细注水调整技术政策界限研究
（1）层系论证
合理划分开发层系，有利于减少层间干扰，充分发挥各类油层的生产能力。一套开发层系要有足够的有效厚度才能保证单井产量和较好的经济效益。油層有效厚度下限就是在油田开发年限内总产出等于总投入所必须的油层最小有效厚度，实际生产过程中，为了确保油田开发经济有效，一般用2倍最小油层厚度作为层系油层厚度下限，泌125油田碾平油层厚度11.57m，因此不具备细分层系开采的条件。
（2）井网井距论证
注采系统井网的部署直接关系着注水波及体积和水驱采收率的提高，影响油藏开发效果和经济效益。注采井网部署的核心任务是使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况，使更多的油井能受到注水效果，获得可能大的平面波及系数。评价井网的适应性指标为水驱控制程度，油砂体面积较大的油藏水驱控制程度应在80%以上。泌125油田目前井网密度76.7口/km2，根据泌125油田经济井距计算结果，对比目前井网井距状况，允许钻少量加密调整井，但不允许整体加密调整。分析认为目前注采井距合理，建议以目前注采井网为基础，进行局部调整和局部完善。
（3） 合理压力
注水井最高压力界限必须遵循以下原则：目前工艺允许的范围；不超过油层破裂压力；不超过套管承受压力的界限；不造成地层伤害。注水压力可保持在破裂压力附近，可使近井地带地层产生微裂缝，提高地层的吸水能力，利用有关参数计算，泌125区合理井口注入压力为8.3 MPa，泌125油田饱和压力2.1Mpa，合理生产压差3.13Mpa。油田地饱压差大，有利于放大压差生产。
（4）合理注采比
合理注采比是水驱油藏在地下注采平衡状况下注入体积与采出液地下体积之比值。中高渗透油藏地层压力变化与注采比的关系清晰，符合物质平衡原理，压力平衡与注采平衡一致，即累积注采比接近1，地层压力接近原始地层压力，阶段注采比大于1，地层压力回升，阶段注采比小于1，地层压力下降，根据泌125油田油藏渗透特点，以及一般中高渗油藏开发实践，注采比保持在1.2左右较合理。目前油田的年注采比1.0，累计注采比为1.32。
（5）合理产能
地层压力、油井流动压力、原油性质、储层渗透性等因素决定了油井产能高低。在天然能量开发的条件下，因地层能量得不到补充，地层压力随开发时间延长而不断降低，产量呈衰竭式递减，产能变化往往为某一方式的递减规律。在注水开发的条件下保持地层压力开采，油井的产能随地层渗透性及原油性质不同而变化。统计泌125油田投产油井生产状况，合计平均单井稳定月产油40-50t/d，在此生产情况下，在保持注采1.0的条件下，可持续开采年限和经济效益为最佳，综合考虑，确定油井稳定月产能40t/d。 四、层系调整治理思路及技术对策
（1）总体思路
根据油水井注采现状、剩余油分布规律，针对开发中暴露出的主要矛盾，在最大限度的利用油水井资源的情况下，设计分层精细注水方案。基本策略是井网重组、层系细分、抽稀井网、拉大注采井距、改变液流方向。目的是实现区块精细分层注水，缩小层间渗透率级差，减缓层间矛盾，扩大注水波及体积，提高注水利用率，提高区块注水开发效果。
（2）技术对策
根据Ⅴ2-5层剩余油分布规律，设计将原来的一套井网细分为三套注采井网，水井严格实施分层注水，油井有条件的情况下进行单采，也可进行合采，逐步完善实施。
①H3Ⅴ4-5油组注采井网设计利用油井19口，利用水井5口，转注2口，油水井总数26口。油组储量59.2×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量9×104t，水驱动用程度提高10.7个百分点。②H3Ⅴ3油组注采井网设计利用油井19口，利用水井5口，转注1口，油水井总数25口。油组储量94.6×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量14.7×104t，水驱动用程度提高16.1个百分点。③H3Ⅴ2油组注采井网设计利用油井16口，利用水井3口，转注1口，油水井总数20口。油组储量82.9×104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量12.3×104t，水驱动用程度提高16.9个百分点。三套井网水井均设计封堵非目的层段。
五、 结论及认识
（1）泌125水驱Ⅴ2-5层剩余油分布规律：平面上剩余油连片分布，主要处于沉积微相为前缘席状砂的构造低部位；纵向上油层动用不均匀，层间剩余油主要分布在Ⅴ21.3、Ⅴ31、Ⅴ42、Ⅴ51層。
（2）泌125水驱Ⅴ2-5层层系合理油层厚度界限7.6-11.31m，合理井网度密度界限49.75-90.25口/km2，合理注采井距113-152m。地层破裂压力13.2MPa，井口注水压力上限8.3MPa，合理地层压力5.23MPa，合理生产压差3.13MPa，合理注采比1-1.2，预测油田采收率25%。
（3）提出了开发层系调整对策，在现有井网条件下，利用油水井的封堵和转注，实现三套开发层系的有力开发。
参考文献
[1] 李云，靳水生，张明茹，陈彩云.示踪剂监测方法在泌125区块热水驱中的应用[J].西部探矿工程.2010，22（8）；65～67
[2] 刘喜杰，赵文杰，赵文民，廖文敏.古城油田B125断块调剖技术研究与应用[J].油气井测试.2003，12（1）；11～12
[3] 薄珉，陈勋等.辽河油田侧钻井技术.石油钻采工艺.2003.4（2）；21～24
[4] 戴启德，黄玉杰. 油田开发地质学. 中国石油大学出版社. 2006年12月.