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摘要：切六区E1+2油藏2012年开始注水开发，油井大部分均压裂，部分井区进行二次整体压裂，造成人工缝分布复杂，部分井区含水上升快，区块产量低。通过对异步注采的机理研究，发现切六区E1+2油藏适合开展异步注采。
关键词：昆北油田;切六区;异步注采;提高采收率;剩余油
前言
昆北油田靠近昆仑山前，为近物源沉积，储层特征极其复杂，非均质性强烈，油藏开发难度较大[1]。切六区E1+2油藏储层沉积条件、物性、含油性差，油藏弹性采收率低，投产初期即含水，没有无水采油期;油藏远离油源，油气充注程度不足，束缚水饱和度较高;油藏含水上升速度快[2，3]，开发过程中存在以下问题：油层天然能量及自然产能低、能量消耗快;油田具有自然能量开采递减大，采收率低的特点;天然微裂缝的存在，增加了注水开发的难度;纵向上，油层较少，水驱动用程度低，而且主力层已基本完全射开，无接替层;见水后液量下降快、油田稳产能力差、采收率低等特点，在油田开发初期就形成了低产的被动局面。
1 异步注采机理研究
异步注采是在注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下，为扩大基质岩块的注水波及体积，提高原油采收率而开展的一种周期注水方式。异步注采即注时不采，采时不注，包括注水阶段、关井阶段、生产阶段。
异步注采的实质是充分发挥裂缝系统作为供水和油流通道的有利因素，利用驱替压差、基质岩块压缩和膨胀、毛管渗吸作用等，促使原油从基质岩块流向裂缝系统，从而扩大基质岩块的注水波及体积，提高驱油效率。另外，对于底水油藏，在开发中后期且水锥严重，因此在油井关停期间，利用油水密度差使油水进行重新分异，降低水锥高度，实现最终降低油井含水的目的。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下，异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。
对于多油层非均质砂岩油藏，在注水开发进入高含水期后，实施异步注采有以下几个优点：（1）由于油井在注水的时候不泄压，随着注入压力的提高，注入水能够波及到低渗区，水驱波及体积增大;（2）阶段内存水率高，减少了无效注水，提高了注水利用率;（3）周期注水可以有效控制高含水层，减缓含水上升速度;（4）油水井“注时不采，采时不注”，可节约油田能源。
2 异步注采可行性研究
为了解研究区块是否适合进行异步注采开发，建立一个理想地质模型，模型数据参照实际区块的特征数据。研究方法为单因素分析法，模拟研究单个因素（储层渗透率、储层韵律、有效厚度、含油饱和度对于异步注采开发效果的影响。通过研究确定出水驱异步注采油藏适应条件，目前含油饱和度为55%，地下原油粘度为4.65 mPa.s。通过与适合异步注采的油藏条件比对，可以看出水驱异步注采基本上适用于切6区E1+2油藏。
3 异步注采方案井区选取
经过大量文献调研总结出异步注采选井原则：（1）纵向上油层发育较多，储层非均质性强;（2）平面油层联通好，且在一定范围内，能够形成一个封闭空间;（3）水淹程度高;（4）储层物性相对较好，注水压力较低。根据以上原则，选取异步注采井区。
4 异步注采方案设计
分别研究周期注水量、注入速度、停井时间、产液速度对异步注采驱油效果的影响，筛选出异步注采方案的最佳参数。注水井以60m3/d的速度注水，单周期注水量为18000m3，关井时间为30d，然后采油井以30m3/d的速度连续采油，直至油藏压力降至目前的压力，进行下一周期注水。异步注采方案评价
采用优选的参数，利用数值模拟方法对基础方案、连续注水和异步注采三个方案进行计算，进而对异步注采方案进行评价。根据数值模拟各方案的指标预测结果，通过对不同方案的开发指标进行分析有以下认识：
从三种不同开发方式的模拟结果可以看出，异步注采方案不但增加了油田的产量，而且降低了油田的含水，与其他两个方案对比，驱油效果最好。
利用数值模拟方法对异步注采优选方案10年的开发指标进行预测，到2029年7月底，试验井区预计累计注水量为27.0×104m3，累积产油7.6939×104m3，比基础方案增加1.6701×104m3。
5 异步注采试验效果分析
试验井区从2018年3月开始实施異步注采方案，周期注水量15781m3，停注40天， 8月油井开始生产，生产井平均单井产液速度152m3/d;2019年5月开始第二周期注水，周期累增油量841.95t，平均日产油量2.7t/d。与数值模拟优选的方案对比，试验方案的注水速度小，导致地层压力偏低，水井停注时地层压差过小，脉冲作用未能得到充分发挥，导致增油效果变差。
根据剩余油研究成果，结合实验区实际含水情况、砂岩厚度以及井网完善程度，建议采取部分油水井措施进行方案调整：
（1）对井网控制程度低，注采关系不完善，油层发育厚度较小的区域，采取跨层系补孔方式完善注采关系。
（2）对于井网较为完善，油层发育厚度较小的区域，采取细分注水、压裂等配套调整，改善开发效果，控制含水上升。
（4）对于井网较为完善，油层发育厚度较大的区域，结合原井网开发方式、剩余油分布特点、经济效益评价等，优选异步注采、调驱、整体井网优化、细分层系方式，提高油层动用程度，控制含水上升。
（5）在层系井网调整的基础上，合理匹配新老井注水关系，优化注水井细分和采油井配套提液调整，提高差油层及动用差油层的动用程度，延长层系井网调整受效期，最大限度提高采收率。
6 结论
1、通过异步注采机理及可行性研究，确定了切6区E1+2油藏适合异步注采。
2、通过异步注采井区数值模拟研究，确定了试验井区最佳的异步注采方案。
3、现场实施与数值模拟优选的方案对比，试验方案的注水速度小，导致地层压力偏低，水井停注时地层压差过小，脉冲作用未能得到充分发挥，导致增油效果变差，有效期短。
4、根据区块单井含水、综合含水以及砂岩厚度等值图，对内部注采完善情况、含水开发情况以及层间动用情况逐一分析，最后提出适合的油水井措施完善方案，进一步挖潜平面及层间剩余油。
参考文献
[1] 付锁堂.柴达木盆地西部油气成藏主控因素与有利勘探方向[J].沉积学报，2010，28（2）：373-378。
[2] 宫清顺，寿建峰，黄革萍，等.柴达木盆地昆北油田路乐河组辫状三角洲沉积特征[J]. 地质科学，2012，47（1）：116-128.
[3] 莫冯阳，牟中海，常琳，等.昆北油田切16井区路乐河组下段沉积相研究[J].岩性油气藏，2013，25（6）：14-19.
关键词：昆北油田;切六区;异步注采;提高采收率;剩余油
前言
昆北油田靠近昆仑山前，为近物源沉积，储层特征极其复杂，非均质性强烈，油藏开发难度较大[1]。切六区E1+2油藏储层沉积条件、物性、含油性差，油藏弹性采收率低，投产初期即含水，没有无水采油期;油藏远离油源，油气充注程度不足，束缚水饱和度较高;油藏含水上升速度快[2，3]，开发过程中存在以下问题：油层天然能量及自然产能低、能量消耗快;油田具有自然能量开采递减大，采收率低的特点;天然微裂缝的存在，增加了注水开发的难度;纵向上，油层较少，水驱动用程度低，而且主力层已基本完全射开，无接替层;见水后液量下降快、油田稳产能力差、采收率低等特点，在油田开发初期就形成了低产的被动局面。
1 异步注采机理研究
异步注采是在注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下，为扩大基质岩块的注水波及体积，提高原油采收率而开展的一种周期注水方式。异步注采即注时不采，采时不注，包括注水阶段、关井阶段、生产阶段。
异步注采的实质是充分发挥裂缝系统作为供水和油流通道的有利因素，利用驱替压差、基质岩块压缩和膨胀、毛管渗吸作用等，促使原油从基质岩块流向裂缝系统，从而扩大基质岩块的注水波及体积，提高驱油效率。另外，对于底水油藏，在开发中后期且水锥严重，因此在油井关停期间，利用油水密度差使油水进行重新分异，降低水锥高度，实现最终降低油井含水的目的。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下，异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。
对于多油层非均质砂岩油藏，在注水开发进入高含水期后，实施异步注采有以下几个优点：（1）由于油井在注水的时候不泄压，随着注入压力的提高，注入水能够波及到低渗区，水驱波及体积增大;（2）阶段内存水率高，减少了无效注水，提高了注水利用率;（3）周期注水可以有效控制高含水层，减缓含水上升速度;（4）油水井“注时不采，采时不注”，可节约油田能源。
2 异步注采可行性研究
为了解研究区块是否适合进行异步注采开发，建立一个理想地质模型，模型数据参照实际区块的特征数据。研究方法为单因素分析法，模拟研究单个因素（储层渗透率、储层韵律、有效厚度、含油饱和度对于异步注采开发效果的影响。通过研究确定出水驱异步注采油藏适应条件，目前含油饱和度为55%，地下原油粘度为4.65 mPa.s。通过与适合异步注采的油藏条件比对，可以看出水驱异步注采基本上适用于切6区E1+2油藏。
3 异步注采方案井区选取
经过大量文献调研总结出异步注采选井原则：（1）纵向上油层发育较多，储层非均质性强;（2）平面油层联通好，且在一定范围内，能够形成一个封闭空间;（3）水淹程度高;（4）储层物性相对较好，注水压力较低。根据以上原则，选取异步注采井区。
4 异步注采方案设计
分别研究周期注水量、注入速度、停井时间、产液速度对异步注采驱油效果的影响，筛选出异步注采方案的最佳参数。注水井以60m3/d的速度注水，单周期注水量为18000m3，关井时间为30d，然后采油井以30m3/d的速度连续采油，直至油藏压力降至目前的压力，进行下一周期注水。异步注采方案评价
采用优选的参数，利用数值模拟方法对基础方案、连续注水和异步注采三个方案进行计算，进而对异步注采方案进行评价。根据数值模拟各方案的指标预测结果，通过对不同方案的开发指标进行分析有以下认识：
从三种不同开发方式的模拟结果可以看出，异步注采方案不但增加了油田的产量，而且降低了油田的含水，与其他两个方案对比，驱油效果最好。
利用数值模拟方法对异步注采优选方案10年的开发指标进行预测，到2029年7月底，试验井区预计累计注水量为27.0×104m3，累积产油7.6939×104m3，比基础方案增加1.6701×104m3。
5 异步注采试验效果分析
试验井区从2018年3月开始实施異步注采方案，周期注水量15781m3，停注40天， 8月油井开始生产，生产井平均单井产液速度152m3/d;2019年5月开始第二周期注水，周期累增油量841.95t，平均日产油量2.7t/d。与数值模拟优选的方案对比，试验方案的注水速度小，导致地层压力偏低，水井停注时地层压差过小，脉冲作用未能得到充分发挥，导致增油效果变差。
根据剩余油研究成果，结合实验区实际含水情况、砂岩厚度以及井网完善程度，建议采取部分油水井措施进行方案调整：
（1）对井网控制程度低，注采关系不完善，油层发育厚度较小的区域，采取跨层系补孔方式完善注采关系。
（2）对于井网较为完善，油层发育厚度较小的区域，采取细分注水、压裂等配套调整，改善开发效果，控制含水上升。
（4）对于井网较为完善，油层发育厚度较大的区域，结合原井网开发方式、剩余油分布特点、经济效益评价等，优选异步注采、调驱、整体井网优化、细分层系方式，提高油层动用程度，控制含水上升。
（5）在层系井网调整的基础上，合理匹配新老井注水关系，优化注水井细分和采油井配套提液调整，提高差油层及动用差油层的动用程度，延长层系井网调整受效期，最大限度提高采收率。
6 结论
1、通过异步注采机理及可行性研究，确定了切6区E1+2油藏适合异步注采。
2、通过异步注采井区数值模拟研究，确定了试验井区最佳的异步注采方案。
3、现场实施与数值模拟优选的方案对比，试验方案的注水速度小，导致地层压力偏低，水井停注时地层压差过小，脉冲作用未能得到充分发挥，导致增油效果变差，有效期短。
4、根据区块单井含水、综合含水以及砂岩厚度等值图，对内部注采完善情况、含水开发情况以及层间动用情况逐一分析，最后提出适合的油水井措施完善方案，进一步挖潜平面及层间剩余油。
参考文献
[1] 付锁堂.柴达木盆地西部油气成藏主控因素与有利勘探方向[J].沉积学报，2010，28（2）：373-378。
[2] 宫清顺，寿建峰，黄革萍，等.柴达木盆地昆北油田路乐河组辫状三角洲沉积特征[J]. 地质科学，2012，47（1）：116-128.
[3] 莫冯阳，牟中海，常琳，等.昆北油田切16井区路乐河组下段沉积相研究[J].岩性油气藏，2013，25（6）：14-19.