華北油田復(fù)雜斷塊技術(shù)政策研究-論文

1、高含水期復(fù)雜斷塊油田開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)政策研究楊延輝 蔣明 王曉芬 王紅梅 夏欣 中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院前言2004年底華北已開發(fā)油田中復(fù)雜斷塊油藏地質(zhì)儲量22362×104t，占華北已開發(fā)砂巖油藏的51.0，其產(chǎn)油量占華北已開發(fā)砂巖油藏的60.7，占華北全區(qū)的46.8，達(dá)到207.9×104t，其剩余可采儲量占華北已開發(fā)砂巖油藏的56.5?？梢?，復(fù)雜斷塊油藏已成為華北已開發(fā)油田產(chǎn)量的主體。但是，近年來，部分主力砂巖油藏先后進(jìn)入高含水開發(fā)階段。進(jìn)入這一階段以后，油藏儲層特征發(fā)生變化、剩余油分布復(fù)雜多樣，油藏開發(fā)的主要矛盾是如何解決含水上升問題、充分挖掘剩余油、延

2、長油田的開發(fā)期，最終提高油田的采收率。本文就從華北復(fù)雜斷塊油田的地質(zhì)特點(diǎn)出發(fā)，針對具體的研究目標(biāo)不同形式的剩余油，充分應(yīng)用油藏精細(xì)描述、數(shù)值模擬、現(xiàn)場開發(fā)試驗(yàn)、密閉取心剩余油研究等技術(shù)，論述相關(guān)開發(fā)技術(shù)政策研究的方法和手段，并對其研究成果進(jìn)行分析，最后，提出對同類油田的開發(fā)具有指導(dǎo)性的工作程序和工作方法，并明確不同階段復(fù)雜斷塊油田的主要開發(fā)技術(shù)政策。1 華北復(fù)雜斷塊油田地質(zhì)特點(diǎn)受沉積環(huán)境影響，油藏沉積規(guī)模小，斷層發(fā)育、構(gòu)造復(fù)雜華北復(fù)雜斷塊油藏受沉積環(huán)境的影響，儲層在不同構(gòu)造部位物性差異較大，且油砂體連片性較差，規(guī)模較小。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，冀中復(fù)雜斷塊油藏油砂體面積一般都小于0.2km2，其中面積小

3、于0.1km2的油砂體占地質(zhì)儲量的30%以上；面積大于0.5km2、儲量大于10×104t的油砂體只占油砂體總個數(shù)的5%，儲量占15%左右。二連油區(qū)油砂體品質(zhì)相對較好，面積小于0.1km2的油砂體占油砂體總個數(shù)的57%，儲量占10%左右。沉積相變快，砂體縱橫向物性變化大，非均質(zhì)性嚴(yán)重冀中注水砂巖油藏主要是遠(yuǎn)岸灘砂、彎曲型分流河道砂、萎縮期曲流河道砂三種微相，二連阿南、哈南主要為湖泊相水下扇。其中遠(yuǎn)岸灘砂為薄層砂泥間互、儲層有效厚度??；彎曲型分流河道砂平面相變快，連續(xù)性差；河道砂規(guī)模小而分散，非均質(zhì)嚴(yán)重；水下扇巖性混雜，砂層厚度薄。油藏儲層物性差，縱向上含油井段長，層間差異大，油水關(guān)系

4、復(fù)雜冀中地區(qū)的注水砂巖油藏儲層埋深一般在25003300m左右，二連注水砂巖油田儲層埋深在1500m左右。大部分油田都是油水層間互，沒有統(tǒng)一的油水界面，縱向上油層分布零散，含油井段長，一般在300600米之間，但主要含油井段大都集中在100300米之間，含油層數(shù)一般在2040層。砂層的充油系數(shù)較低，一般在15%左右，最低的只有5%。由于壓實(shí)作用的影響，儲層物性較差，且層間差異較大，一般滲透率級差在10倍以上。多數(shù)油藏油水粘度比中等，天然能量較弱多數(shù)油藏地面原油相對密度小于0.9，粘度低于50mPa.s，地下粘度小于10 mPa.s，地層水粘度在0.30.6mPa.s之間，油水粘度比約20。受構(gòu)

5、造破碎和砂體規(guī)模小雙重影響，油藏孤立封閉，邊底水能量較弱；綜和壓縮系數(shù)較低，彈性能量較弱。二連油區(qū)氣油比只有20m3/t左右，壓力系數(shù)低于0.9，溶解氣驅(qū)能量較弱。儲層粘土礦物含量高，存在不同程度的儲層潛在傷害冀中油區(qū)粘土礦物含量呈北高南低的趨勢，淺層以高嶺石為主，深層以綠泥石為主。粘土礦物含量一般都大于10%，粘土礦物中的蒙脫石、伊利石、綠泥石、高嶺石等造成油藏在開發(fā)過程中水敏、速敏、酸敏嚴(yán)重。其中北部油藏主要是粘土礦物膨脹和顆粒運(yùn)移堵塞，南部油藏則以顆粒運(yùn)移堵塞為主。二連油區(qū)儲層粘土礦物含量較高，而且以綠泥石、伊利石、伊/蒙混層為主，開發(fā)中普遍存在粘土膨脹和顆粒運(yùn)移的堵塞現(xiàn)象。2 復(fù)雜斷塊

6、油田高含水期剩余油分布研究剩余油研究是油藏開發(fā)調(diào)整的基礎(chǔ)?？紤]到長期水驅(qū)后儲層的物理特征將發(fā)生變化，通過使用分階段數(shù)值模擬方法，并結(jié)合密閉取心、水淹層測井等剩余油監(jiān)測方法，對華北進(jìn)入高含水期砂巖油藏的剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了研究，認(rèn)為高含水期的剩余油主要有以下三種類型：一種是構(gòu)造形成的剩余油，包括油藏中的斷層附近、裂縫兩側(cè)和構(gòu)造高部位；另一種是儲層非均質(zhì)形成的剩余油，主要分布在巖性變化大的地區(qū)、隔夾層的邊緣、低孔低滲的差油層；第三種是井網(wǎng)特征形成的剩余油，主要分布在注采井網(wǎng)不完善的地區(qū)、非主流線的滯留區(qū)（油井之間的死油區(qū)）等區(qū)域（圖1圖3為數(shù)值模擬研究各種形式的剩余油分布研究結(jié)果）。圖1.構(gòu)造高部

7、位控制剩余油分布留楚油田圖2.斷層控制型剩余油分布阿11斷塊A油組10小層阿11斷塊吉45斷塊哈76斷塊K=15圖3.沉積微相、井網(wǎng)不完善區(qū)、非主流線滯留區(qū)剩余油分布可見，注水砂巖油藏高含水期地下剩余油分布具有普遍性、多樣性和復(fù)雜性的特點(diǎn)。普遍性表現(xiàn)在不同層組，不同沉積成因的儲層都普遍存在著剩余油；多樣性一方面表現(xiàn)其存在形式既包含水淹層，又包括水淹層內(nèi)的未水淹區(qū)、段的低含水飽和度部位，另一方面表現(xiàn)在成因類型的多種多樣；復(fù)雜性表現(xiàn)在剩余油已呈分散狀態(tài)，它們在層間、平面和層內(nèi)與高含水部位的接觸關(guān)系十分復(fù)雜。3 復(fù)雜斷塊油田開發(fā)調(diào)整技術(shù)研究自“九五”以來，華北油田先后開展了大量的研究工作，對復(fù)雜斷塊

8、油藏高含水期的開發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行了深入的研究，包括長期水驅(qū)后巖心驅(qū)油效率的變化、儲層物理特征變化規(guī)律、開發(fā)潛力認(rèn)識、提高注采井?dāng)?shù)比、提高排液量、井組動態(tài)配注優(yōu)化、井網(wǎng)進(jìn)一步加密的可行性、井網(wǎng)重組調(diào)整、不穩(wěn)定注水等相關(guān)的開發(fā)技術(shù)政策均開展了專題的研究，并在現(xiàn)場的實(shí)際應(yīng)用中取得了顯著的效果。本文將重點(diǎn)就與井網(wǎng)調(diào)整有關(guān)的技術(shù)政策進(jìn)行研究論述。3.1 提高注采井?dāng)?shù)比對水驅(qū)采收率的影響油藏工程理論及現(xiàn)場實(shí)踐均證明，除井網(wǎng)密度外，注水開發(fā)砂巖油田注水方式和注采井?dāng)?shù)比對注水波及體積及采收率有較大的影響。在井網(wǎng)密度和注水生產(chǎn)時間一定時，隨著注采井?dāng)?shù)比的增加，油井受效方向增多，水驅(qū)控制程度提高，注水波及系數(shù)也將隨

9、之增大。在油田注采井網(wǎng)實(shí)際調(diào)整中，井網(wǎng)密度保持不變，通過改變注采井?dāng)?shù)比、調(diào)整液流方向，改善開發(fā)效果、增加水驅(qū)可采儲量、提高水驅(qū)采收率的實(shí)例很多。3.1.1 油藏工程研究根據(jù)謝爾卡喬夫公式及實(shí)際正方形和三角形井網(wǎng)的實(shí)際注采井?dāng)?shù)比變化關(guān)系，可推導(dǎo)出水驅(qū)采收率與井網(wǎng)密度、注采井?dāng)?shù)比之間的定量關(guān)系式如下： （1）式中， 分別為水驅(qū)采收率和驅(qū)油效率；S為井網(wǎng)密度，km2/井； 為注采井?dāng)?shù)比；A非均質(zhì)系數(shù)，一般取0.75；B為待定常數(shù)。圖4.留楚油田井網(wǎng)密度、注采井?dāng)?shù)比與采收率的變化關(guān)系該公式比較適合于層系平面井網(wǎng)調(diào)整效果分析研究，如井網(wǎng)完善、加密調(diào)整、調(diào)整注采關(guān)系、改變液流方向等。圖4為華北典型的復(fù)雜斷

10、塊油田留楚油田井網(wǎng)密度、注采井?dāng)?shù)比與采收率變化關(guān)系曲線，當(dāng)井網(wǎng)密度一定的情況下，隨著注采井?dāng)?shù)比的不斷提高，油藏的采收率不同幅度的提高。另外，根據(jù)實(shí)際油藏標(biāo)定采收率和注采井?dāng)?shù)比的資料，可得到水驅(qū)采收率與注采井?dāng)?shù)比的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式如下： （2）該關(guān)系式?jīng)]有考慮各區(qū)塊的井網(wǎng)密度對采收率的影響，只能在定性上說明隨著注采井?dāng)?shù)比的增加，水驅(qū)采收率是逐漸提高的。圖5.華北高含水區(qū)塊水驅(qū)采收率與注采井?dāng)?shù)比變化曲線3.1.2 數(shù)值模擬研究選擇岔39斷塊和留70Ed3模擬區(qū)進(jìn)行合理注采井?dāng)?shù)比研究。表1.數(shù)值模擬研究注采井?dāng)?shù)比對水驅(qū)采收率的影響結(jié)果區(qū) 塊n=1:3.0n=1:2.5n=1:2.0n=1:1.8n=1:1

11、.5n=1:1岔3926.632.338.739.239.640.1留70Ed324.430.634.735.936.837.4通過不同方案開發(fā)指標(biāo)對比可以看出，在一定的井網(wǎng)密度條件下，隨著注采井?dāng)?shù)比的增加，十年末累積產(chǎn)油量、采出程度明顯提高。岔39注采井?dāng)?shù)比為1：1.5的方案與注采井?dāng)?shù)比為1:2.0的方案相比，十年累積多產(chǎn)油3.6×104t左右，采收率提高約1。留70Ed3模擬區(qū)注采井?dāng)?shù)比為1:1.5的方案與注采井?dāng)?shù)比為1:2的方案相比，十年累積產(chǎn)油增加4.5×104t，采收率提高約2.1。3.1.3 礦場實(shí)踐效果根據(jù)有關(guān)開發(fā)技術(shù)政策界限的研究結(jié)果，結(jié)合精細(xì)地質(zhì)研究，在實(shí)

12、際工作中，積極實(shí)施了以提高注采井?dāng)?shù)比，優(yōu)化注采井網(wǎng)，采用點(diǎn)弱面強(qiáng)平衡注水的方式，提高水驅(qū)動用程度。如岔39斷塊“九五”以來積極實(shí)施了增加注水井點(diǎn)，改向注水等優(yōu)化注采井網(wǎng)調(diào)整，調(diào)整后油藏注采井?dāng)?shù)比由1：2.1提高到1：1.7， 水驅(qū)率由48.3%提高到59.7%。其中加密區(qū)水驅(qū)率由47.8%提高到64.3%。新增見效井18口，見效油井日產(chǎn)油由91噸上升至160噸，上升了69噸，含水由65%下降至48%，下降了17%，動液面由1510米上升至1340米，累積增油2.33萬噸。水驅(qū)效果明顯改善，增加可采儲量98萬噸，采收率提高10.9%。可見，隨著復(fù)雜斷塊油藏含水的上升，合理增加注采井?dāng)?shù)比是提高采收

13、率、延長穩(wěn)產(chǎn)期限的有力調(diào)整措施之一，各油田的合理注采井?dāng)?shù)比可根據(jù)油田所處不同開發(fā)時期提高采收率的要求、經(jīng)濟(jì)承受能力和油水井井況綜合確定。3.2復(fù)雜斷塊高含水期井網(wǎng)加密的可行性美國JPT編輯部匯總了專家對井網(wǎng)的意見：密井網(wǎng)可以改善不連續(xù)油藏的注水開發(fā)，提高采油速度和采收率；油層非均質(zhì)性(主要指油層的不連續(xù))是造成水驅(qū)動用程度低的主要原因，密井網(wǎng)是解決這一問題的主要方法。華北最大的復(fù)雜斷塊油田岔河集油田經(jīng)過多年的調(diào)整、完善及滾動擴(kuò)邊等工作，油田依然存在井網(wǎng)對砂體控制較差、油層連通率低、水驅(qū)程度低的現(xiàn)象，儲采矛盾突出，在無新儲量投入的前提下，常規(guī)調(diào)控措施逐年變差，難以控制自然遞減，保持穩(wěn)產(chǎn)相當(dāng)困難。

14、為了探索岔河集油田進(jìn)一步改善開發(fā)效果的途徑，有選擇性地在岔15-141井組開展了井網(wǎng)二次加密開發(fā)試驗(yàn)。該區(qū)位于岔河集油田南部，被兩條近北東走向的南傾斷層夾持，構(gòu)造幅度較緩。試驗(yàn)井區(qū)含油面積0.14Km2，地質(zhì)儲量為39.83×104t，水驅(qū)可采儲量12.25×104t，井距200 m左右，主力含油層系為東二段及東三段、油組。采取不均勻加密的布井方式，共鉆3口加密井，加密后井距在100115m之間。通過小井距開發(fā)試驗(yàn)取得了以下認(rèn)識：加密后，仍有新的油砂體鉆遇岔15-141井組3口加密井鉆遇類油層80.8m/29層，平均單井26.9m/9.7層，比相鄰老井的平均單井類油層厚度大

15、。加密前老井鉆遇類油砂體40個，加密后鉆遇51個，增加了11個。新鉆遇類油層12.8m/7層，類油層17.8m/8層，平均單井新鉆遇油層10.2m/5層，其中類油層4.3m/2.3層，類油層5.9m/2.7層。加密后，兩井鉆遇共同砂體的個數(shù)增加，油層連通狀況得到明顯改善通過對小層數(shù)據(jù)資料統(tǒng)計(jì)（圖6），可看出單井鉆遇砂體的個數(shù)一般在3545個之間，總數(shù)變化不大；兩井鉆遇共同砂體個數(shù)的總體趨勢是隨井距的增大而減少（圖7），且鉆遇共同砂體的數(shù)量較少，井距50m左右時兩井共同鉆遇砂體的個數(shù)不超過20個，占兩井鉆遇砂體總數(shù)的40%以下，井距在100m左右時兩井共同鉆遇砂體的個數(shù)大約在10個左右，占兩井鉆

16、遇砂體總數(shù)的20%上下，井距在130m時，兩井共同鉆遇砂體的個數(shù)大約在8個左右，占兩井鉆遇砂體總數(shù)的17%左右。圖6.岔15斷塊單井鉆遇砂體個數(shù)與井距關(guān)系 圖7. 岔15斷塊兩井鉆遇共同砂體個數(shù)與井距關(guān)系試驗(yàn)區(qū)加密調(diào)整前，類油層連通厚度為142m/62層，連通率為68.7%，而加密后類油層的連通厚度為246.6m/100層，連通率上升到85.8%，提高了17.1%。其中老井有類油層16.8m/8層，類油層13.2m/8層，由加密前的不連通層變?yōu)檫B通層，而且老井共有類油層117.4m/51層，類油層43.6m/24層增加了連通方向，油層連通狀況有明顯改善。根據(jù)單井小層數(shù)據(jù)資料，統(tǒng)計(jì)了井距與砂層、

17、油層連通率之間的關(guān)系（見圖8和圖9），可看出，砂層的連通率和油層連通率均隨著井距的增大而減少，井距在60m時，一般砂層連通率和油層連通率可分別達(dá)到60%和50以上；當(dāng)井距增大到120m時，砂層連通率和油層連通率分別在25%和20左右。 圖8.油層連通率與井距的統(tǒng)計(jì)關(guān)系 圖9.砂層連通率與井距的統(tǒng)計(jì)關(guān)系加密后，油藏水驅(qū)控制程度增加，但單層單向受效現(xiàn)象仍比較普遍統(tǒng)計(jì)加密前后類油層的水驅(qū)厚度由原來的62.8m/27層，提高到103.2m/40層，水驅(qū)厚度增加了40.4m，水驅(qū)控制程度由44.2提高到72.7。從小井距油井開發(fā)動態(tài)過程，并結(jié)合油水井的產(chǎn)、吸水剖面資料分析，小井距開采的油井受效狀況與相對

18、較大井距的油井受效特點(diǎn)類似，主要表現(xiàn)為油井單層受效普遍、受效方向性明顯。造成這種現(xiàn)象的原因是兩井鉆遇共同砂體個數(shù)仍然少，并且所鉆遇共同砂體之間存在著物性差異或同一砂體內(nèi)部物性存在著方向性差異等。小井距開采時，各油井生產(chǎn)相互干擾影響較小，生產(chǎn)井一般都能達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量界限在分析岔河集油田岔15斷塊小井距開發(fā)狀況時，發(fā)現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象不明顯。比較典型的有岔15-175與15-178井，兩井井距80m；岔15-27和15-173井，兩井井距為70m左右；岔15-175與15-29（水井）井，兩井井距為75m。以上井間距是岔15斷塊中最小的開發(fā)井距，上述油井與油井之間、或油井與水井之間在有對應(yīng)連通層射開

19、的情況下，從其開發(fā)動態(tài)變化規(guī)律分析，井間干擾幾乎不存在，即使岔15-29井于1992年7月注水，累積注水目前高達(dá)8.453×104m3，主要吸水層為Ed3段油組11小層，但其相距75m的油井岔15-175井（對應(yīng)層已射開）注水受效狀況很弱。統(tǒng)計(jì)目前井距小于150m的油井的累積產(chǎn)量表明，鉆遇砂體多、油層多的油井累積產(chǎn)量一般都在1.02.0×104t之間，基本上都能達(dá)到單井產(chǎn)油的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。小井距開采不但能提高油田產(chǎn)能，而且增加了油藏可采儲量，改善了油田開發(fā)效果 從二次加密井區(qū)的開發(fā)效果分析，二次加密井目前生產(chǎn)層基本為周圍井不可動用層和新鉆油層，初期平均單井日產(chǎn)油13t/d，

20、含水15%，累積增油已達(dá)2.0×104t以上，這部分潛力不鉆加密井是很難采出的。從井組含水與采出程度關(guān)系曲線上看（見圖10），試驗(yàn)區(qū)的開采效果得到進(jìn)一步改善，采收率由加密前的40提高到45。圖10.二次加密井區(qū)含水與采出程度關(guān)系曲線綜上所述，有選擇性地開展小井距開發(fā)試驗(yàn)在復(fù)雜斷塊油田是可行的。但是，需要在精細(xì)油藏描述和精細(xì)油藏工程評價及經(jīng)濟(jì)效益評價的基礎(chǔ)上實(shí)施部署，特別是要搞好單砂體的地質(zhì)認(rèn)識工作，加強(qiáng)剩余油分布規(guī)律的描述和預(yù)測，做好方案的論證工作。3.3 不穩(wěn)定注水改善油藏的開發(fā)效果不穩(wěn)定注水提高水驅(qū)開發(fā)效果已為國內(nèi)外許多礦場試驗(yàn)證實(shí)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得到的采收率提高幅度為6%10%。一般

21、認(rèn)為，不穩(wěn)定注水可以采出在常規(guī)方式下無法采出的剩余油，如交替周期注水可以主要采出井網(wǎng)死油區(qū)的剩余油，而脈沖周期注水主要可以采出近井地帶和低滲孔隙區(qū)塊的剩余油。近幾年，各種不穩(wěn)定注水方式在華北油田均進(jìn)行了礦場試驗(yàn)，統(tǒng)計(jì)試驗(yàn)效果可以看出，通過不穩(wěn)定注水，多數(shù)區(qū)塊日產(chǎn)油量有所上升，而含水得到一定程度控制，效果較好。如岔河集油田在岔39斷塊加密區(qū)進(jìn)行了改向注水先導(dǎo)試驗(yàn)，選擇含水95以上，無接替油層潛力的6口油井轉(zhuǎn)注，改采2口水井。新增水驅(qū)厚度99.3米/51層，增加水驅(qū)方向厚度111.4米/51層，注采井?dāng)?shù)比由1：2.2提高到1：1.73，水驅(qū)率由19.3提高到57.1。由于增加了水驅(qū)方向和厚度，井區(qū)

22、的注水效果得到明顯改善，6個改向井組全部見效，累計(jì)增油1.7萬噸。另外，岔河集油田的岔12斷塊、河西務(wù)油田的安11斷塊、河間東營油藏、吉和油田哈76斷塊、阿南油田的阿31、高陽的高30、留楚的楚29等斷塊均根據(jù)自身的油藏特點(diǎn)實(shí)施了不穩(wěn)定注水試驗(yàn)，取得了較好效果。顯然，積極開展不穩(wěn)定注水試驗(yàn)及推廣應(yīng)用，是改善高含水期油田開發(fā)效果的一種經(jīng)濟(jì)有效途徑。另外，近幾年來，華北油田針對復(fù)雜斷塊油田進(jìn)入開發(fā)后期控制含水上升的問題，還特別突出了油藏的動態(tài)配水和多層系油藏的井網(wǎng)的重組調(diào)整等井網(wǎng)工作。動態(tài)優(yōu)化配注考慮了動靜參數(shù)近20項(xiàng)。靜態(tài)因素主要包括地層滲透率、油層有效厚度、油層改造系數(shù)、滲透率各向異性系數(shù)、方

23、向地層系數(shù)、位置系數(shù)、油水井間距離、開采厚度系數(shù)、連通系數(shù)等，動態(tài)因素主要有地層壓力、產(chǎn)吸剖面、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量等；在具體配注過程中，每項(xiàng)參數(shù)的取值范圍做了相應(yīng)的規(guī)定，既考慮區(qū)塊、井組，又考慮層段，同時對同一層段內(nèi)不同的滲透層都給予了充分的考慮，并編制完成了相應(yīng)的計(jì)算機(jī)動態(tài)配注軟件。2000年以來，岔河集油田共實(shí)施配注調(diào)整883井次，見效477個井組768口油井，其中提水445井次，見效242個井組406口油井，降水438井次，見效235個井組362口油井，調(diào)水的有效率從1999年的41.8上升到54.5，有效地實(shí)現(xiàn)了減緩油田遞減、保持地層壓力的作用，實(shí)現(xiàn)了科學(xué)、量化的注水調(diào)配。井網(wǎng)重組調(diào)整方式

24、主要有以下四種：注采井網(wǎng)重新細(xì)分組合調(diào)整；注采井網(wǎng)完善組合調(diào)整；注采井網(wǎng)互換調(diào)整；對非強(qiáng)水淹層整體補(bǔ)孔挖潛。對于挖掘零散分布的剩余油，調(diào)整壓力平面、縱向分布的不均勻，減少由于層間滲透率差異等造成的開發(fā)矛盾起到了明顯的效果。4 復(fù)雜斷塊油田開發(fā)技術(shù)政策概括注水砂巖油田的調(diào)整方法可以分為兩大類：一類是水動力學(xué)方法，即常規(guī)注水范疇的所有強(qiáng)化、改善油田開發(fā)效果的措施，主要體現(xiàn)在以純粹改變油層中的流場來實(shí)現(xiàn)油田的調(diào)整，主要作用是提高注水波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率的作用較小。另一類是提高采收率方法，即在常規(guī)注水以外的所有旨在改善油田開發(fā)效果、提高油田采收率的措施，往往能同時提高驅(qū)油效率和波及系數(shù)，其中很多方法

25、又以提高驅(qū)油效率為主。前面所介紹的各種開發(fā)調(diào)整技術(shù)均屬于第一類，而且，這些技術(shù)都有一個共同點(diǎn)，即在實(shí)現(xiàn)有效合理井距開發(fā)的前提下，重點(diǎn)在于主動調(diào)整注水，從調(diào)整注采井別、注水時間、注水量到調(diào)整注水方向、層位等，來實(shí)現(xiàn)斷塊油田開發(fā)有效、合理注水，挖掘剩余油潛力，實(shí)現(xiàn)斷塊油田的高效開發(fā)，這都得意于華北油田提出的“調(diào)水增油”技術(shù)對策，這是一個適合于復(fù)雜斷塊油田中后期開發(fā)的綜合開發(fā)調(diào)整技術(shù)，它強(qiáng)調(diào)油藏應(yīng)以單砂體或流動單元作為挖潛對象，定量評價其剩余資源量后，對不同對象制定不同的挖潛對策，在進(jìn)行最終經(jīng)濟(jì)效益評價后制定合理有效的挖潛調(diào)整方案。圖11為這一技術(shù)的具體調(diào)整思路，對于復(fù)雜斷塊油田的開發(fā)調(diào)整具有廣泛的

26、指導(dǎo)意義。圖11.復(fù)雜斷塊油藏高含水期提高經(jīng)濟(jì)可采儲量綜合調(diào)整思路復(fù)雜斷塊砂巖油藏高含水期的主要調(diào)整技術(shù)思路是：在油藏精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，以完善優(yōu)化注采井網(wǎng)系統(tǒng)為中心，優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，擴(kuò)大波及體積，積極探索高含水期進(jìn)一步提高油藏采收率技術(shù)，提高注水砂巖油藏的開發(fā)水平。其主要技術(shù)對策可以簡單歸納如下：強(qiáng)化油藏的精細(xì)研究，搞清油藏的地質(zhì)特征、剩余油分布，為有效調(diào)整奠定基礎(chǔ)；突出注采井網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整，增強(qiáng)油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)；突出油水井剖面的綜合治理，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積；突出油藏有效注水，恢復(fù)和保持油藏能量，以適應(yīng)中后期油藏開發(fā)需要。具體區(qū)塊的開發(fā)技術(shù)政策的選定應(yīng)該在合理井網(wǎng)密度、合理注采比、合理壓力水平等開發(fā)技術(shù)政策界限研究的基礎(chǔ)上綜合確定，具體采取的開發(fā)調(diào)整技術(shù)和技術(shù)組合視各區(qū)塊的實(shí)際情況而定。5 認(rèn)識和建議5.1 主要認(rèn)識華北油田絕大多數(shù)主力和次主力油田，目前均已進(jìn)入到高含水期開發(fā)階段，對生產(chǎn)潛力的認(rèn)識都有待進(jìn)一步深化，穩(wěn)產(chǎn)接替技術(shù)對策及主導(dǎo)技術(shù)需要不斷更新。重建老油田地質(zhì)模型可以加深對油藏地質(zhì)開發(fā)特征和生產(chǎn)潛力的認(rèn)識，為老油田開發(fā)策略的研究制定提供詳實(shí)的依據(jù)，