王 睿
（西安石油大学，陕西 西安 710000）
摘 要：1612块1978年投入开发，注水开发取得了显著效果，随着开发时间延长，区块主体部位水淹严重、工程原因导致井网不完善、油藏递减率高等矛盾越来越突出，区块稳产难度越来越大。为了改善油藏开发效果，通过数值模拟手段对区域内剩余油分布规律进行研究，并根据研究结果，实施大修复产、布署挖潜水平井等措施，挖掘剩余油潜力，通过调整注水参数，应用不稳定注水技术降低区块综合含水，油藏开发效果得到改善。
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关键词 ：数值模拟；剩余油；水平井；周期注水
中图分类号：TE19文献标志码：A文章编号：1000-8772（2015）01-0180-01
1612块是光油田常规稠油主力区块，经过30多年的开发，目前已进入开发后期，区块采出程度高、综合含水高，稳产难度越来越大。2014年通过实施剩余油挖潜、调整注水方式等措施，区块开发效果明显改善。
1 区块概况
1.1 油藏概况
1612块位于辽河凹陷西斜坡中段，开发目的层为大凌河油层，构造上为一北西向南东倾斜的单斜构造，构造形态平缓。上报含油面积1.55km2，地质储量631×104t。
1612块大凌河油层储层物性好，属高孔高渗储层，平均孔隙度26.1%，渗透率4.563μm2；原油类型为中质稠油，原油密度（20℃）0.9571g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）354.36～904.04mPa.s。
1.2 开发现状
1612块于1978年4月试采，1980年9月采用200—350m井距注水开发，通过历年调整，目前为不规则近似七点法井网，井距150～200m。根据原油粘度分布特点，采用主体部位注水开发、边部蒸汽吞吐的开发方式。
截至2014年12月，区块共有油井64口，采出程度43.46%，累计产油274.2264×104t，累计产水507.5271×104t。累计注汽75.2862×104t，累计注水827.3594×104t，累积注采比1.16。
2 开发矛盾
1612块自1980年投入开发至今历时30余年，中部注水结合边部注汽的开发方式取得了良好的效果。目前区块进入开发中后期，储层动用程度高，采收率高，剩余油饱和度低，开发调整难度大，潜力区域不连续，主要有以下几面突出矛盾：
2.1主体部位水淹严重
1612块开发时间长，地下存水量大，中部主体部位进入注水开发中后期，水淹严重。中部区采油井中高含水井已占70%，综合含水达到86.9%，其中含水95%以上的油井占开井数的36%，产量仅占总产量的10%。
2.2 工程原因导致井网不完善
经历30多年的开发，已进入开发中后期。区块套坏采油井占油井总数的53%；套坏注水井占注水井总数的30%，套坏井和带病生产井数多，严重影响油藏开发效果。
2.3 单井日产低
区块进入开发中后期，油井高含水生产，新井较少，仅依靠油井措施增产，产量稳定难度大。区块年产油只有3.2万吨，平均单井日产油1.6吨。
3 剩余油分布研究
剩余油分布规律研究是油藏开发后期调整挖潜的重要手段，目前主要采用数值模拟的方法来研究油藏的剩余油分布情况。
4 稳产对策研究及应用
4.1 完善注采井网
针对主体部位因套坏等工程原因造成的井网不完善问题，根据区块水淹情况和剩余油分布研究结果，优选受套坏、落物影响而停产的采油井实施大修、侧钻等复产措施。2014年共实施大修复产2口，侧钻复产1口，部署更新井1口。实施后效果较好，当年产油1890t。
4.2井间剩余油挖潜
根据区块剩余油分布情况，利用水平井技术进行井间剩余油挖潜，在断块东北部剩余富集区部署并投产挖潜水平井3口，当年产油8254t。
4.3 调整注水方式
由于受隔层发育薄及井况差的影响，区块水井分注率低，注入水沿高渗透层单层突进现象严重。为充分挖掘低渗透层潜力，结合区块实际情况，开展了区块整体不稳定注水试验。不稳定注水主要是利用周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力降，流体在不同渗透率小层之间的不稳定交渗流动，在注水的半个周期内，压力差引起的驱动力使流体由高渗层向低渗层流动。在停注半个周期内，液流方向主要是从低渗层向高渗层流动，从而扩大了注入水的波及系数，提高了注入水的驱油效率。截至2014年12月实施不稳定注水4周期，区块自然递减 15.1%，综合含水82.2%，与上一年对比自然递率减下降21.1%，综合含水下降3.1%。
5 结论
（1）剩余油分布规律研究是油藏开发后期实施调整挖潜的关键依据。
（2）对于水驱开发油藏，不稳定注水技术是挖掘低渗透层潜力有效手段。
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（责任编辑：袁凌云）