遼河油田注水開(kāi)發(fā)技術(shù)與實(shí)踐

武 毅，石利華，陰艷芳，邱 林

(中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田水驅(qū)油藏按原油性質(zhì)劃分為稀油、高凝油和常規(guī)稠油，按照儲(chǔ)層類型分為中高滲透砂巖油藏、低滲透砂巖油藏和特殊巖性油藏。遼河油田水驅(qū)油藏歷經(jīng)40余年的開(kāi)發(fā)探索與實(shí)踐，初步形成了適合復(fù)雜油藏地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)特點(diǎn)的注水開(kāi)發(fā)技術(shù)[1]，但隨著油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入中后期，各種開(kāi)發(fā)矛盾日益凸顯，水驅(qū)油藏持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)。通過(guò)客觀分析各類油藏地質(zhì)條件、開(kāi)發(fā)動(dòng)用狀況，深入剖析主要開(kāi)發(fā)矛盾，提出深度精細(xì)油藏描述、低效無(wú)效水循環(huán)識(shí)別、細(xì)分注水調(diào)整、二三結(jié)合精細(xì)挖潛、多元注采調(diào)控等技術(shù)對(duì)策。通過(guò)10 a不斷探索、實(shí)踐、調(diào)整與完善，形成了一套適合遼河油田注水開(kāi)發(fā)中后期改善開(kāi)發(fā)效果的配套技術(shù)系列，實(shí)現(xiàn)了水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)指標(biāo)持續(xù)改善、開(kāi)發(fā)基礎(chǔ)持續(xù)增強(qiáng)的目標(biāo)。

1 遼河油田水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

1.1 地質(zhì)條件復(fù)雜

遼河油田水驅(qū)油藏在遼河?xùn)|部、西部、大民屯三大凹陷及外圍盆地廣泛分布，包括興隆臺(tái)、歡喜嶺、曙光等23個(gè)油田，具有以下基本特點(diǎn)。

中高滲透砂巖油藏具有斷層發(fā)育，構(gòu)造破碎，斷層數(shù)量多、規(guī)模大、平面上縱橫交錯(cuò)、剖面上互相切割的特點(diǎn)。含油層系多、井段長(zhǎng)，發(fā)育19套含油層系，含油井段最長(zhǎng)達(dá)1 200 m。平面、層間、層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率變異系數(shù)為0.6～3.0，平面突進(jìn)系數(shù)為4～26。油品類型多，油水黏度比大：稀油油水黏度比為2.0～80.0；高凝油含蠟量為31.4%～52.3%，凝固點(diǎn)為45～67 ℃，油水黏度比為3.5～12.7；常規(guī)稠油油水黏度比為150.0～450.0。

低滲透砂巖油藏具有強(qiáng)水敏、強(qiáng)非均質(zhì)性的儲(chǔ)層特征。以近物源快速堆積的扇三角洲和水下扇沉積為主，有利相帶變化快、頻繁交錯(cuò)，沉積物成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，巖性混雜、分選性差；孔隙分布不均，小孔細(xì)喉，配位數(shù)低，連通性差，毛管壓力高；黏土礦物含量高，平均為10.2%，主要以伊蒙混層和高嶺石為主，水敏性強(qiáng)，易形成注水傷害。

特殊巖性油藏是指以裂縫及溶蝕孔、洞為主要儲(chǔ)集空間和滲流通道的油藏，主要包括變質(zhì)巖、碳酸鹽巖、火成巖油藏。該類油藏一般經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，構(gòu)造內(nèi)幕復(fù)雜；具有多種儲(chǔ)集空間類型，儲(chǔ)集性能差異大；儲(chǔ)層發(fā)育受多種因素控制，空間非均質(zhì)性極強(qiáng)；裂縫發(fā)育規(guī)律預(yù)測(cè)困難，注入水沿裂縫水竄嚴(yán)重，儲(chǔ)層難以均勻動(dòng)用。

1.2 開(kāi)發(fā)狀況差異較大

受巖性復(fù)雜、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、流體性質(zhì)變化大、微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等因素影響，單一注水方式與油藏地質(zhì)特點(diǎn)的適應(yīng)性差，水驅(qū)采收率低，不同油藏注水開(kāi)發(fā)模式差異較大[2]，開(kāi)發(fā)狀況迥異。

中高滲透砂巖油藏整體處于注水開(kāi)發(fā)中后期。綜合含水為87.6%，可采儲(chǔ)量采出程度為89.3%，處于“雙高”開(kāi)發(fā)階段，Ⅰ、Ⅱ類開(kāi)發(fā)水平的油藏儲(chǔ)量占90.4%。其中，中高滲整裝砂巖油藏采收率高，開(kāi)發(fā)初、中期采用分層系開(kāi)發(fā)，注采井網(wǎng)完善，區(qū)塊保持高速開(kāi)采，采出程度高，無(wú)效水循環(huán)為主要開(kāi)發(fā)矛盾。目前，根據(jù)有效厚度統(tǒng)計(jì)結(jié)果，9.7%左右的油層進(jìn)入低效、無(wú)效水循環(huán)狀態(tài)，低效、無(wú)效循環(huán)水量占34%。中高滲復(fù)雜斷塊油藏注采井網(wǎng)普遍不完善，采用1套層系開(kāi)發(fā)，平面、層間動(dòng)用差異大，動(dòng)用程度為22%～86%，壓力系數(shù)為0.29～0.81。取心結(jié)果表明，平面、層間、層內(nèi)仍有水驅(qū)未動(dòng)用的剩余儲(chǔ)量，具有化學(xué)驅(qū)及二三結(jié)合、精細(xì)水驅(qū)的潛力，開(kāi)發(fā)模式轉(zhuǎn)換勢(shì)在必行。

低滲透砂巖油藏整體處于低速低效開(kāi)發(fā)水平。受強(qiáng)水敏、強(qiáng)非均質(zhì)性影響，整體表現(xiàn)出“四低一高”的開(kāi)發(fā)特征(單井產(chǎn)液量為5.3 m3/d，產(chǎn)油量為1.5 t/d，采油速度為0.3%，采出程度為11.7%，注入壓力高達(dá)15～25 MPa)，以Ⅱ、Ⅲ類開(kāi)發(fā)水平為主。平均采收率僅為17.9%，注采井網(wǎng)極不完善，注采井?dāng)?shù)比為1.0∶4.5，水驅(qū)控制程度為77.9%，水驅(qū)動(dòng)用程度為62.7%。單井日注水量為4～121 m3/d，累計(jì)注采比為1.02，地層壓力保持水平低?，F(xiàn)井網(wǎng)條件下儲(chǔ)量損失大，需根據(jù)油藏特點(diǎn)優(yōu)選開(kāi)發(fā)方式。

特殊巖性油藏采用單一注水方式難以達(dá)到標(biāo)定采收率。該類油藏滲流通道以裂縫為主，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)。以底部注水為主，受含油幅度、裂縫密度、注采配置關(guān)系等因素影響，注水表現(xiàn)為沿裂縫快速竄進(jìn)和見(jiàn)效緩慢2個(gè)不同的特點(diǎn)，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度高，實(shí)際動(dòng)用程度低，產(chǎn)量遞減快。Ⅲ類開(kāi)發(fā)水平的油藏儲(chǔ)量占63.0%，注采結(jié)構(gòu)調(diào)整是實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的主要對(duì)策。

2 遼河油田水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)

水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)效果受地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)技術(shù)的雙重影響，提高采收率的根本是提高驅(qū)油效率和擴(kuò)大注水波及體積系數(shù)[3-5]，針對(duì)不同類型油藏開(kāi)發(fā)不同的注水技術(shù)。

2.1 中高滲透砂巖油藏注水技術(shù)

2.1.1 深度精細(xì)油藏描述技術(shù)

針對(duì)水驅(qū)油藏小斷層難識(shí)別、砂體連通關(guān)系難描述等問(wèn)題，采用等時(shí)對(duì)比、地震拓頻、VSP測(cè)井等方法，形成了重構(gòu)地層等時(shí)格架、低級(jí)序小斷層識(shí)別及微幅構(gòu)造刻畫等新技術(shù)，斷點(diǎn)組合率由82%提高至95%，小斷層識(shí)別精度提高至5 m，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度提高至3 m。針對(duì)儲(chǔ)層砂體空間展布難刻畫的問(wèn)題，采用地震資料保幅保真、拓寬主頻、儲(chǔ)層反演、波形定性-半定量預(yù)測(cè)等手段，形成了薄砂體井震聯(lián)合預(yù)測(cè)、扇三角洲儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型表征等技術(shù)，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)符合率提高至90%以上。針對(duì)高含水期剩余油分布難預(yù)測(cè)的問(wèn)題，基于密閉取心井及大量監(jiān)測(cè)資料，利用動(dòng)態(tài)分析、巖心分析、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、油藏工程、數(shù)值模擬等多種方法，對(duì)平面、層間、層內(nèi)剩余油進(jìn)行多尺度量化，將水驅(qū)剩余油的認(rèn)識(shí)由“高度分散”轉(zhuǎn)變?yōu)椤捌毡榇嬖冢植扛患?，為注采調(diào)整提供了理論基礎(chǔ)。

2.1.2 低效無(wú)效水循環(huán)識(shí)別技術(shù)

受儲(chǔ)層三大矛盾和長(zhǎng)期注水沖刷的影響，儲(chǔ)層滲透性、潤(rùn)濕性等參數(shù)發(fā)生改變[6]，導(dǎo)致注入水沿高滲流優(yōu)勢(shì)通道，即大孔道、裂縫部位等突進(jìn)，從而造成注入水低效或無(wú)效循環(huán)[7-9]。在機(jī)理認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，創(chuàng)建了三步走識(shí)別方法，實(shí)現(xiàn)低效無(wú)效水循環(huán)量化評(píng)價(jià)：①動(dòng)態(tài)分析定性判斷低效無(wú)效水循環(huán)井。采油井采用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析、水驅(qū)特征曲線、耗水率曲線和示蹤劑測(cè)試4種方法組合識(shí)別；注水井采用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析、吸水剖面、吸水指示曲線和數(shù)值模擬4種方法組合識(shí)別。②聯(lián)動(dòng)分析鎖定低效無(wú)效水循環(huán)層。對(duì)篩選出的目標(biāo)井，采用剖面測(cè)試法和測(cè)井響應(yīng)法組合識(shí)別選層；根據(jù)井層識(shí)別結(jié)果，以沉積相帶為基礎(chǔ)，刻畫出網(wǎng)狀、片狀和條帶狀3種低效無(wú)效水循環(huán)展布模式(圖1)。③敏感參數(shù)分析建立識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。確定敏感評(píng)價(jià)指標(biāo)為單砂體突進(jìn)系數(shù)、累計(jì)產(chǎn)液強(qiáng)度、視吸水指數(shù)、單位厚度累計(jì)注水量和吸水強(qiáng)度，繪制多參數(shù)交會(huì)圖，引入水洗效率曲線，將斜率變化的拐點(diǎn)確定為有效、低效和無(wú)效的分界點(diǎn)，建立低效無(wú)效水循環(huán)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

圖1 低效無(wú)效水循環(huán)展布模式示意圖

2.1.3 二三結(jié)合精細(xì)挖潛技術(shù)

二三結(jié)合是指將二次開(kāi)發(fā)的層系井網(wǎng)重組與三次采油的改變驅(qū)替介質(zhì)相結(jié)合的一種開(kāi)發(fā)模式，可極大地釋放水驅(qū)潛力，并為三次采油進(jìn)一步提高采收率提供合理的井網(wǎng)條件[10]。針對(duì)雙高期老油田部署設(shè)計(jì)優(yōu)化難、潛力層識(shí)別難、注水補(bǔ)能精細(xì)化程度低等技術(shù)難題，按照“四優(yōu)化一協(xié)調(diào)”原則，基于二三結(jié)合技術(shù)，實(shí)施高效水驅(qū)挖潛。①區(qū)塊優(yōu)選：選擇構(gòu)造整裝、層數(shù)多、厚度大、儲(chǔ)量規(guī)模大的區(qū)塊優(yōu)先實(shí)施，降低系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)；②部位優(yōu)選：選擇油層較厚的構(gòu)造高部位優(yōu)先實(shí)施，提升階段效益；③井位優(yōu)選：與微構(gòu)造特征、水流優(yōu)勢(shì)通道分布、剩余油規(guī)律分析及化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)部署相結(jié)合，優(yōu)化新井井位部署，鉆遇更多潛力層；④層段優(yōu)選：建立潛力分類識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)化射孔層段，對(duì)應(yīng)注水，提高穩(wěn)定單井產(chǎn)量；⑤協(xié)調(diào)化學(xué)驅(qū)與水驅(qū)關(guān)系：自下而上選層射孔，釋放非化學(xué)驅(qū)目的層潛力，發(fā)揮多層協(xié)同效應(yīng)，保持水驅(qū)挖潛效果并維持化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)的完整性。

2.1.4 深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

深部調(diào)驅(qū)是水驅(qū)油藏高含水期改善注水開(kāi)發(fā)效果、提高原油采收率的一項(xiàng)主要措施[11]。通過(guò)開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油機(jī)理、配方普適性及個(gè)性化設(shè)計(jì)、地質(zhì)體精細(xì)刻畫、油藏工程個(gè)性化設(shè)計(jì)、跟蹤調(diào)控方法及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)、地面注入系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)化工藝設(shè)計(jì)等7項(xiàng)研究，認(rèn)識(shí)了深部調(diào)驅(qū)作用機(jī)理，研發(fā)了有機(jī)鉻凝膠、有機(jī)酚醛凝膠、復(fù)合離子凝膠、聚合物微球、SMG、檸檬酸鋁等配方體系，滿足不同油藏類型、不同開(kāi)發(fā)階段深部調(diào)驅(qū)需求。形成了深部調(diào)驅(qū)三維非均質(zhì)物理模擬、調(diào)驅(qū)單劑檢測(cè)、調(diào)驅(qū)體系評(píng)價(jià)、個(gè)性化油藏工程設(shè)計(jì)、配方體系優(yōu)化與組合設(shè)計(jì)、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施跟蹤調(diào)控、深部調(diào)驅(qū)效果評(píng)價(jià)等11項(xiàng)配套技術(shù)，建立了以“方案編制科學(xué)化、調(diào)驅(qū)配方體系普適化、注入工藝標(biāo)準(zhǔn)化、綜合信息實(shí)時(shí)化、藥劑采購(gòu)程序化、現(xiàn)場(chǎng)管理規(guī)范化”等“六化”為中心的深部調(diào)驅(qū)工作體系。

2.1.5 注采井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)

對(duì)中高滲透復(fù)雜斷塊油藏開(kāi)展精細(xì)剩余油挖潛及控制因素研究，采用細(xì)分注水調(diào)整技術(shù)[12]，平面上重選范圍、縱向上重選層段，重選關(guān)鍵技術(shù)，突破單一開(kāi)發(fā)方式，在同一區(qū)塊實(shí)施多種開(kāi)發(fā)方式，有效解決老油田持續(xù)開(kāi)發(fā)和工作量不足的問(wèn)題。

對(duì)于層間非均質(zhì)性控制型剩余油，利用質(zhì)量分類方法綜合判別單砂體潛力類別，開(kāi)展單砂體分層開(kāi)發(fā)技術(shù)界限研究，包含分層開(kāi)發(fā)單元重組界限、井網(wǎng)組合、分層開(kāi)發(fā)水平井部署界限、注采參數(shù)等研究，按照“注水與天然水驅(qū)結(jié)合、直井與水平井組合、新老井網(wǎng)結(jié)合、聚類重組開(kāi)發(fā)單元、三類儲(chǔ)層兼顧”的原則，個(gè)性化設(shè)計(jì)、優(yōu)化部署復(fù)合井網(wǎng)。

對(duì)于平面非均質(zhì)性控制型剩余油，分區(qū)分層量化評(píng)價(jià)剩余油富集程度，創(chuàng)建相關(guān)性分析方法，明確各區(qū)域的主控因素，制訂調(diào)整對(duì)策。按照“平面細(xì)分單元、重選開(kāi)發(fā)方式，重構(gòu)注采井網(wǎng)”的原則，實(shí)施多元開(kāi)發(fā)。在設(shè)計(jì)過(guò)程中以各個(gè)區(qū)域主控矛盾為約束，個(gè)性化設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)方式、井型、井網(wǎng)、井距和注采參數(shù)，將“注水與轉(zhuǎn)化方式相結(jié)合，冷采與輔助熱采相結(jié)合，水平井與直井相結(jié)合，注采井網(wǎng)與地質(zhì)體特征相結(jié)合，新井網(wǎng)與原井網(wǎng)相結(jié)合，公式計(jì)算與礦場(chǎng)試驗(yàn)相結(jié)合，增加產(chǎn)能與有效防砂相結(jié)合”，保證調(diào)整對(duì)策的合理性。

2.2 低滲透砂巖油藏注水開(kāi)發(fā)技術(shù)

2.2.1 注水難易程度精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)

建立接替遞進(jìn)評(píng)價(jià)方法，在常規(guī)低滲儲(chǔ)層實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，開(kāi)展特低滲致密儲(chǔ)層壓敏、非達(dá)西滲流、動(dòng)態(tài)滲吸和水鎖等注水實(shí)驗(yàn)研究，建立“儲(chǔ)層物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層敏感性、油水滲流特征、黏土礦物、水驅(qū)效果”等6類15項(xiàng)低滲儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[13]，將低滲透油藏細(xì)分為5類(表1)，其中，Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ類注水開(kāi)發(fā)難度大。

表1 遼河盆地低滲透砂巖油藏水驅(qū)分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

2.2.2 全過(guò)程階梯防膨技術(shù)

遼河油田低滲透砂巖油藏水敏性強(qiáng)，容易造成儲(chǔ)層損害，需開(kāi)展低滲透油藏?fù)p害機(jī)理預(yù)測(cè)、損害解除及儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)研究[14]。利用代表性巖心開(kāi)展室內(nèi)流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，重新建立適應(yīng)不同油藏地質(zhì)特點(diǎn)、可操作性強(qiáng)的注水水質(zhì)新標(biāo)準(zhǔn)和防膨劑配方，確保儲(chǔ)層滲透率傷害率低于20%。

針對(duì)連續(xù)防膨成本壓力高的問(wèn)題，通過(guò)敏感性、清污混配界限等評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，攻關(guān)形成梯形防膨技術(shù)，在保證全程不發(fā)生水敏傷害的前提下，逐步降低防膨劑用量。如奈曼油田早期采出污水量不足時(shí)，在清水中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的防膨劑，隨采出污水增加，不斷降低防膨劑濃度，當(dāng)污水質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于60.0%以后，停止加入防膨劑，保證全過(guò)程礦化度在6 000 mg/L以上，不發(fā)生水敏傷害。利用梯形防膨技術(shù)，最終注水成本降低了11.75 元/m3。

2.2.3 細(xì)分注水調(diào)整技術(shù)

綜合利用油藏工程和數(shù)值模擬方法，建立細(xì)分注水層系技術(shù)界限、細(xì)分注水指標(biāo)界限及分類注水調(diào)控模式，實(shí)施有效的細(xì)分調(diào)整，提高儲(chǔ)層水驅(qū)動(dòng)用程度。

針對(duì)油藏跨度大、儲(chǔ)量動(dòng)用程度低的問(wèn)題，量化細(xì)分注水層系技術(shù)界限。依據(jù)儲(chǔ)層實(shí)際參數(shù)，建立4注9采多層非均質(zhì)砂巖模型，利用正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)法對(duì)各項(xiàng)參數(shù)敏感性進(jìn)行分析，確定單控儲(chǔ)量、隔層厚度、一套層系有效厚度、一套層系黏度極差等指標(biāo)，再利用礦場(chǎng)數(shù)理統(tǒng)計(jì)法和數(shù)值模擬法，量化各項(xiàng)指標(biāo)技術(shù)界限。

針對(duì)因縱向強(qiáng)非均質(zhì)性造成的水驅(qū)效果差異大、動(dòng)用程度不均的問(wèn)題，結(jié)合構(gòu)造部位、原油黏度、儲(chǔ)層條件對(duì)注水效果影響程度分析，優(yōu)選滲透率極差、組合厚度、厚度極差、井段跨度、砂地比等主要指標(biāo)，建立細(xì)分注水指標(biāo)界限，選擇性開(kāi)展細(xì)分注水，提高水驅(qū)動(dòng)用程度。

針對(duì)低滲透儲(chǔ)層難以建立長(zhǎng)期有效驅(qū)替系統(tǒng)的問(wèn)題，細(xì)化有效儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)研究，建立巖心分析、測(cè)井評(píng)價(jià)、產(chǎn)能特征分析相結(jié)合的儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)方法，采用聚類分析法評(píng)價(jià)試驗(yàn)區(qū)注水效果，形成砂巖油藏砂體連通關(guān)系分類分級(jí)表征技術(shù)，建立了Ⅰ類注Ⅰ類采、Ⅰ類注Ⅱ類采、Ⅱ類注Ⅰ類采、Ⅱ類注Ⅱ類采、Ⅲ類注Ⅰ類采、Ⅲ類注Ⅱ類采6種儲(chǔ)層分類注采模式，并針對(duì)性提出優(yōu)化配注量、深部調(diào)驅(qū)、小規(guī)模壓裂等分類注采調(diào)控方案。

2.2.4 氣驅(qū)補(bǔ)能技術(shù)

對(duì)于水驅(qū)難以動(dòng)用的強(qiáng)水敏低滲透砂巖油藏，通過(guò)物模實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試注，探索氣驅(qū)補(bǔ)能開(kāi)發(fā)方式。氣驅(qū)相對(duì)水驅(qū)易于進(jìn)入微小孔縫，具有吸氣能力強(qiáng)、波及體積大、驅(qū)油效率高等優(yōu)勢(shì)。

物模實(shí)驗(yàn)表明，氣驅(qū)可有效改善特低透滲儲(chǔ)層注入能力[15]，注氣啟動(dòng)壓力梯度是注水啟動(dòng)壓力梯度的1/16。現(xiàn)場(chǎng)注氣、注水對(duì)比試驗(yàn)表明，儲(chǔ)層吸氣能力遠(yuǎn)大于吸水能力，儲(chǔ)層比視吸水指數(shù)為0.029 m3/(d·MPa·m)，比視吸氣指數(shù)為0.125 m3/(d·MPa·m)，是比視吸水指數(shù)的4.3倍。

在油藏壓力、溫度條件下，開(kāi)展不同注入介質(zhì)長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：不同注氣介質(zhì)均可有效提高驅(qū)油效率。其中，注入二氧化碳驅(qū)油效率最高，可達(dá)到81.3%，注入天然氣驅(qū)油效率也可達(dá)到70.1%，注入空氣和氮?dú)獯沃?，?qū)油效率分別為60.4%、54.9%。

開(kāi)展不同注入傾角條件下長(zhǎng)巖心注氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：從低注高采(正傾角)到水平注采，再到高注低采(負(fù)傾角)，驅(qū)油效率逐漸提高；高注低采可延長(zhǎng)見(jiàn)氣時(shí)間，減緩氣竄，發(fā)揮氣體的重力驅(qū)替作用，驅(qū)油效率相對(duì)較高，從而提高開(kāi)發(fā)效果。

2.3 特殊巖性油藏注水技術(shù)

2.3.1 有效儲(chǔ)集體精準(zhǔn)識(shí)別技術(shù)

綜合分析巖性、物性、電性與成像、微觀孔隙等特征，結(jié)合地震響應(yīng)將潛山儲(chǔ)層劃分為3類。Ⅰ類儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間為宏觀裂縫、微裂縫及破碎粒間孔隙，孔隙度大于5%，微裂縫開(kāi)度為30～80 μm，日產(chǎn)油為20～60 t/d；Ⅱ類儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為微裂縫與微孔隙，孔隙度為3%～5%，微裂縫開(kāi)度為10～30 μm，日產(chǎn)油為6～20 t/d；Ⅲ類儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為顯微裂縫和顯微孔隙，孔隙度為2%～3%，微裂縫開(kāi)度為2～6 μm，日產(chǎn)油小于10 t/d。Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層為高效建產(chǎn)的主要目標(biāo)。

2.3.2 雙重介質(zhì)數(shù)值模擬技術(shù)

針對(duì)雙重介質(zhì)油藏建模難、數(shù)值模擬擬合率低的問(wèn)題，根據(jù)試井解釋結(jié)果設(shè)定數(shù)值模擬模型中的竄流系數(shù)、裂縫儲(chǔ)容系數(shù)、垂向與水平滲透率比值等關(guān)鍵參數(shù)[16]，修正雙重介質(zhì)地質(zhì)模型，建立裂縫-基質(zhì)雙重介質(zhì)數(shù)值模型，擬合成功率達(dá)92%。所確定的雙重介質(zhì)數(shù)值模型準(zhǔn)確可靠，可用于剩余油分布、注水注氣參數(shù)優(yōu)選、水竄氣竄識(shí)別與治理等研究。

2.3.3 多元注采調(diào)控技術(shù)

針對(duì)潛山基質(zhì)動(dòng)用程度低(僅為13%～18%)的問(wèn)題，深化基質(zhì)滲流機(jī)理、悶井周期等研究，結(jié)合地質(zhì)體特征、動(dòng)態(tài)見(jiàn)效關(guān)系、示蹤劑測(cè)試資料，精準(zhǔn)劃分注采關(guān)聯(lián)井組，構(gòu)建注水動(dòng)態(tài)自動(dòng)預(yù)警軟件平臺(tái)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)單井、井組、區(qū)塊的產(chǎn)液量、含水、動(dòng)液面等參數(shù)，依據(jù)注水井組一對(duì)一、一對(duì)多、多對(duì)多、不同層位見(jiàn)效等多種見(jiàn)效關(guān)系，制訂關(guān)聯(lián)交互式注水(將生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上有關(guān)聯(lián)的油水井規(guī)劃成一個(gè)井組，多井結(jié)合統(tǒng)一調(diào)配)、異步注采(注水井注水時(shí)關(guān)停油井，壓力恢復(fù)后停注，采油井復(fù)產(chǎn)，異步反復(fù)開(kāi)停)、強(qiáng)弱輪替調(diào)配(根據(jù)不同注采關(guān)系進(jìn)行不同強(qiáng)度的動(dòng)態(tài)調(diào)配，一對(duì)一注水井組采取不等量脈沖調(diào)配方式；一對(duì)多注水井組采取多井點(diǎn)小幅度動(dòng)態(tài)周期調(diào)配方式；多對(duì)一注水井組采取強(qiáng)弱交換調(diào)配方式；多對(duì)多注水井組采取輪換交替脈沖調(diào)配方式)等“不穩(wěn)定注采”調(diào)控手段[17]，充分發(fā)揮基質(zhì)的滲析作用，形成潛山立體開(kāi)發(fā)調(diào)控模式。

3 實(shí)踐效果

3.1 不同類型水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)水平持續(xù)提升

中高滲透砂巖油藏開(kāi)發(fā)效果持續(xù)改善。依據(jù)剩余油富集程度，采用“二三結(jié)合精準(zhǔn)注水、加密調(diào)整深部調(diào)驅(qū)、重建井網(wǎng)恢復(fù)注水”等3種調(diào)整模式，分?jǐn)鄩K完善注采井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)老油田水驅(qū)控制程度、動(dòng)用程度進(jìn)一步提升，區(qū)塊水驅(qū)采收率提高4.0個(gè)百分點(diǎn)。Ⅰ、Ⅱ類開(kāi)發(fā)水平的油藏儲(chǔ)量占90.4%。水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度為76.6%，累計(jì)存水率較高，高于理論曲線，注水利用狀況較好，含水上升率控制在1%以內(nèi)，壓力系數(shù)保持在73.3%。

低滲透砂巖油藏實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)。通過(guò)實(shí)施全流程一體化細(xì)分注水調(diào)整、全過(guò)程階梯防膨、壓裂提產(chǎn)與氣水組合補(bǔ)能一體化等技術(shù)，Ⅰ、Ⅱ類開(kāi)發(fā)水平的油藏儲(chǔ)量增加0.5×108t，自然遞減率控制在10%左右，壓力系數(shù)保持在60.3%。

特殊巖性油藏存水率逐步接近理論曲線，開(kāi)發(fā)效果變好；實(shí)施多元注采調(diào)控，自然遞減率控制在5%以內(nèi)。含水上升率處于理論線下方，含水上升率得到較好控制。其中，潛山油藏注采調(diào)控實(shí)現(xiàn)自然遞減率負(fù)遞減。

3.2 注水方式實(shí)現(xiàn)5項(xiàng)轉(zhuǎn)變

結(jié)合不同類型油藏地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)實(shí)際，探索形成低效無(wú)效水循環(huán)識(shí)別技術(shù)、二三結(jié)合精細(xì)挖潛技術(shù)、注水難易程度精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)等12項(xiàng)注水開(kāi)發(fā)新思路與新技術(shù)。實(shí)現(xiàn)“全面注水向優(yōu)化部位注水、多層注水向有效層段注水、單一介質(zhì)注水向組合介質(zhì)注水、直井注采向直井水平井組合注采、同步注采向異步注采”5項(xiàng)注水方式的轉(zhuǎn)變。

3.3 水驅(qū)油藏潛力不斷提升

建立遼河油田水驅(qū)規(guī)律模板，參照中國(guó)同類型油藏開(kāi)發(fā)效果，利用開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)、灰色理論、模糊綜合評(píng)判等方法，分油藏類型重新評(píng)價(jià)了水驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)潛力。與原方式比較，預(yù)計(jì)新增水驅(qū)可采儲(chǔ)量為2 649×104t，采收率提高3.3個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié)論與建議

(1) 遼河油田油藏地質(zhì)條件復(fù)雜，注水開(kāi)發(fā)不能采取單一的開(kāi)發(fā)對(duì)策。針對(duì)油藏地質(zhì)特征和開(kāi)發(fā)矛盾，優(yōu)化注采系統(tǒng)，優(yōu)選注采參數(shù)，采取靈活多樣的方式注水，形成了適合不同類型油藏的注水開(kāi)發(fā)技術(shù)序列，實(shí)現(xiàn)了注水開(kāi)發(fā)技術(shù)的集成與配套。

(2) 遼河油田水驅(qū)油藏整體采出程度偏低，探索控制遞減率和提高采收率的開(kāi)發(fā)技術(shù)成為必然需求。中高滲透油藏攻關(guān)注采井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)，提高水驅(qū)動(dòng)用程度；低滲透油藏攻關(guān)多介質(zhì)補(bǔ)能技術(shù)，提高采收率；特殊巖性油藏持續(xù)攻關(guān)注采調(diào)控技術(shù)，提高驅(qū)替效率。

(3) 注水開(kāi)發(fā)技術(shù)仍是稀油、高凝油油藏開(kāi)發(fā)的主體技術(shù)，在注水開(kāi)發(fā)中后期，需精細(xì)深度油藏描述、精細(xì)注采系統(tǒng)完善、精細(xì)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整、精細(xì)注采動(dòng)態(tài)調(diào)控、精細(xì)節(jié)點(diǎn)控制管理，推動(dòng)水驅(qū)油藏產(chǎn)量持續(xù)增長(zhǎng)。