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摘要：受地质体认识不清、油水关系复杂以及储层非均质性严重等因素影响，L区块存在注采系统完善程度低、水淹严重以及剩余油分布复杂等问题，为此展稳油控水技术研究，在地质体重新认识基础上，明确剩余油分布规律，指导注采系统优化调整，取得较好效果。
主题词：注水开发 稳油控水 技术研究
1.概况
L区块油藏类型为层状边底水岩性—构造油气藏，主要开发目的层为下第三系东营组三段，储层呈现中孔、中高渗特征，平均孔隙度为22.2%，渗透率为225×10-3μm2，采用注水开发，油井150口，注水井45口，日注水量2400吨，日产液2584吨，日产油225吨，综合含水91.3%，采出程度24.2%，可采储量采出程度91.5%。
2.开发中存在的问题
经过多年注水开发，L区块已进入“双高”阶段，综合含水90%以上油井130口，井数占比86.7%，稳油控水难度大，开发中存在问题主要有三方面：
一是注采系统完善程度低，水驱油效果差，主要原因为地质特征复杂，次级断层发育，区块破碎，平面上难以形成规则面积注采井网，纵向上储层连通关系认识不清，砂体尖灭现象严重，注采对应关系识别难度大，且局部区域存在有注无采、有采无注现象。二是注入水方向强，水窜现象严重。平面上注入水沿储层物性和连通性好的水下分流河道水窜，而处于水下分流河道间、河口坝等微相上油井注水受效状况差;纵向上储层非均质性强，各小层吸水严重不均（图1），高渗层强吸水，对应层位油井水窜严重。三是在注入水水窜、边底水侵入共同作用下，地下油水关系复杂，剩余油分布规律认识不清。
3.治理对策研究
3.1深化地质特征研究，重新认识地质体
开展地层对比，进一步细分砂岩组
以录测井资料为基础，结合生产动态特征分析，在标志层指导下，根据沉积旋回性及岩性特征，按照“点-线-面”顺序开展井间地层对比及小层划分，将东营组三段划分为4个砂岩组16个小层，明确各砂岩组及小层分层数据、缺失层位、断点位置等，为构造精细解释奠定基础。
（2）井震结合，落实构造形态
综合运用VSP测井、人工合成地震记录等资料，指导三维地震层位标定，落实主力砂岩组地震反射特征，通过拾取、对比及跟踪同向轴变化（交叉、叠合等）情况，落实断层位置，再与分层中断点数据相匹配，最终确定断层发育状况，实现构造精细解释。
（3）追蹤地震属性变化，落实砂体展步特征
一般来说，振幅属性强，砂体厚度大，反之则弱，以此为原则，分析地震振幅属性变化情况，能清楚落实砂体展步特征，明确砂体尖灭线位置，为开发调整及井位部署奠定基础。
3.2 剖析地下流体运移规律，刻画剩余油分布状况
（1）边底水侵入分析
在地质体落实基础上，根据油井生产情况，结合水侵方向性、时间性以及射孔井段位置等，分析边水侵入位置以及底水锥进高度，确定剩余油分布状况。
（2）注入水波及状况
根据注水井组动态反应特征，结合动态监测资料分析，开展注水开发效果评价，分析水线波及范围，明确注采井间剩余油“甜点”区。
（3）剩余油分布特征
通过上述分析，平面上剩余油分布主要在注采井网欠完善区、局部构造高点处、非力主沉积微相区以及断层或砂体尖灭线附近，纵向剩余油主要集中在低渗透弱吸水层、厚层段顶部及底水锥间带附近。
3.3注采系统优化调整，提高水驱油效率
（1）重构注采井网，提高水驱储量控制程度
依据重新地质认识取得成果，立足原有井网，优化注采井别，提高水驱控制储量，实施油井转注10口，老井侧钻8井次，完善注采井网，日增注水量300方，新增水驱控制储量80万吨;实施调补层12井次，完善注采对应关系，新增见效油井16口，累增油0.88万吨。
（2）建立细分注水标准，指导注水井段调整
以吸水厚度比例达到90%为标准，建立细分注水标准，即注水层段内小层数小于6个、层段厚度小于12m、渗透率变异系数小于0.5，指导细分注水12井次，控制强吸水层20个，新增吸水层30个，增加水驱动用储量20.5万吨，新增10口见效井，累增油0.55万吨。
（3）优化注水方式，控制含水上升速度
根据剩余油分布规律，对注水方式进行优化调整，一是对构造低部位油井转注，抑制底水锥进速度;二是采用周期注水和异步注采方式，控制水窜井组含水上升速度;三是开展测井解释二次评价，新增油层和差油层40个，射孔补层28个，完善注采对应关系，调整平面水线波及状况，提高水驱油效率。
4.总体效果
在上述技术对策指导下，L区块注水开发效果得到改善，日产油量由调整前245吨上升至356吨，年含水上升率控制在0.5%以内，新增水驱控制储量80万吨，新增水驱动用储量45万吨，利用甲型水驱特征曲线及童氏图版预测水驱采收率32.0%，高出标定采收率5.5%，2020年区块综合递减率、自然递减率分别为8.8%、12.3%，达到近年来最低水平，稳油控水效果显著，低油价下实现降本增效目的。
5.结论
（1）L区块存在注采系统欠完善、水窜严重以及剩余油分布规律认识不清等问题。
（2）开展稳油控水技术研究，即在地质体重新认识基础上，明确剩余油分布规律，指导注采系统优化调整，取得较好效果。
（3）本文在注水开发后期稳油控水方面取得成果及认识，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1]张伟杰，苏海.寨子河油田长8储层注水开发效果分析[J].石化技术.2017（07）.
[2]张伽茵.曙51块优化层系注水开发效果研究[J].化工管理.2017（31）.
作者简介：
张润奎，男，1971年7月出生于山东蓬莱，汉族，工程师，2004年毕业于大庆石油学院，现于金海采油厂采油作业三区从事作业区管理工作。
主题词：注水开发 稳油控水 技术研究
1.概况
L区块油藏类型为层状边底水岩性—构造油气藏，主要开发目的层为下第三系东营组三段，储层呈现中孔、中高渗特征，平均孔隙度为22.2%，渗透率为225×10-3μm2，采用注水开发，油井150口，注水井45口，日注水量2400吨，日产液2584吨，日产油225吨，综合含水91.3%，采出程度24.2%，可采储量采出程度91.5%。
2.开发中存在的问题
经过多年注水开发，L区块已进入“双高”阶段，综合含水90%以上油井130口，井数占比86.7%，稳油控水难度大，开发中存在问题主要有三方面：
一是注采系统完善程度低，水驱油效果差，主要原因为地质特征复杂，次级断层发育，区块破碎，平面上难以形成规则面积注采井网，纵向上储层连通关系认识不清，砂体尖灭现象严重，注采对应关系识别难度大，且局部区域存在有注无采、有采无注现象。二是注入水方向强，水窜现象严重。平面上注入水沿储层物性和连通性好的水下分流河道水窜，而处于水下分流河道间、河口坝等微相上油井注水受效状况差;纵向上储层非均质性强，各小层吸水严重不均（图1），高渗层强吸水，对应层位油井水窜严重。三是在注入水水窜、边底水侵入共同作用下，地下油水关系复杂，剩余油分布规律认识不清。
3.治理对策研究
3.1深化地质特征研究，重新认识地质体
开展地层对比，进一步细分砂岩组
以录测井资料为基础，结合生产动态特征分析，在标志层指导下，根据沉积旋回性及岩性特征，按照“点-线-面”顺序开展井间地层对比及小层划分，将东营组三段划分为4个砂岩组16个小层，明确各砂岩组及小层分层数据、缺失层位、断点位置等，为构造精细解释奠定基础。
（2）井震结合，落实构造形态
综合运用VSP测井、人工合成地震记录等资料，指导三维地震层位标定，落实主力砂岩组地震反射特征，通过拾取、对比及跟踪同向轴变化（交叉、叠合等）情况，落实断层位置，再与分层中断点数据相匹配，最终确定断层发育状况，实现构造精细解释。
（3）追蹤地震属性变化，落实砂体展步特征
一般来说，振幅属性强，砂体厚度大，反之则弱，以此为原则，分析地震振幅属性变化情况，能清楚落实砂体展步特征，明确砂体尖灭线位置，为开发调整及井位部署奠定基础。
3.2 剖析地下流体运移规律，刻画剩余油分布状况
（1）边底水侵入分析
在地质体落实基础上，根据油井生产情况，结合水侵方向性、时间性以及射孔井段位置等，分析边水侵入位置以及底水锥进高度，确定剩余油分布状况。
（2）注入水波及状况
根据注水井组动态反应特征，结合动态监测资料分析，开展注水开发效果评价，分析水线波及范围，明确注采井间剩余油“甜点”区。
（3）剩余油分布特征
通过上述分析，平面上剩余油分布主要在注采井网欠完善区、局部构造高点处、非力主沉积微相区以及断层或砂体尖灭线附近，纵向剩余油主要集中在低渗透弱吸水层、厚层段顶部及底水锥间带附近。
3.3注采系统优化调整，提高水驱油效率
（1）重构注采井网，提高水驱储量控制程度
依据重新地质认识取得成果，立足原有井网，优化注采井别，提高水驱控制储量，实施油井转注10口，老井侧钻8井次，完善注采井网，日增注水量300方，新增水驱控制储量80万吨;实施调补层12井次，完善注采对应关系，新增见效油井16口，累增油0.88万吨。
（2）建立细分注水标准，指导注水井段调整
以吸水厚度比例达到90%为标准，建立细分注水标准，即注水层段内小层数小于6个、层段厚度小于12m、渗透率变异系数小于0.5，指导细分注水12井次，控制强吸水层20个，新增吸水层30个，增加水驱动用储量20.5万吨，新增10口见效井，累增油0.55万吨。
（3）优化注水方式，控制含水上升速度
根据剩余油分布规律，对注水方式进行优化调整，一是对构造低部位油井转注，抑制底水锥进速度;二是采用周期注水和异步注采方式，控制水窜井组含水上升速度;三是开展测井解释二次评价，新增油层和差油层40个，射孔补层28个，完善注采对应关系，调整平面水线波及状况，提高水驱油效率。
4.总体效果
在上述技术对策指导下，L区块注水开发效果得到改善，日产油量由调整前245吨上升至356吨，年含水上升率控制在0.5%以内，新增水驱控制储量80万吨，新增水驱动用储量45万吨，利用甲型水驱特征曲线及童氏图版预测水驱采收率32.0%，高出标定采收率5.5%，2020年区块综合递减率、自然递减率分别为8.8%、12.3%，达到近年来最低水平，稳油控水效果显著，低油价下实现降本增效目的。
5.结论
（1）L区块存在注采系统欠完善、水窜严重以及剩余油分布规律认识不清等问题。
（2）开展稳油控水技术研究，即在地质体重新认识基础上，明确剩余油分布规律，指导注采系统优化调整，取得较好效果。
（3）本文在注水开发后期稳油控水方面取得成果及认识，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1]张伟杰，苏海.寨子河油田长8储层注水开发效果分析[J].石化技术.2017（07）.
[2]张伽茵.曙51块优化层系注水开发效果研究[J].化工管理.2017（31）.
作者简介：
张润奎，男，1971年7月出生于山东蓬莱，汉族，工程师，2004年毕业于大庆石油学院，现于金海采油厂采油作业三区从事作业区管理工作。