调整油藏注水结构方法研究

孙延庆（吉林油田分公司乾安采油厂地质研究所 吉林松原 138000）

1 基本概况

以岩性油藏为主的“三低”油藏，埋藏深度 4 6 0 m～1 8 6 0 m，目前投产注水井2 0 5 0口，年注水4 4 1.2 7×1 04m3，年注采比2.1 6，累积注水15456.20×104m3，累积注采比2.68，综合含水58.19%。目前地层压力7.99MPa，总压差-1.01MPa，地饱压差0.99MPa。纵向上发育葡萄花、扶余和杨大城子三套层系，平面上扶余油层广泛发育为主要目的层，葡萄花、杨大城子油层集中在油藏背斜轴部发育。扶余油层为三角洲分流平原相沉积，砂体窄小，非均质性强。纵向不集中，划分为3个油层组，17个小层，47个沉积单元，单井3-5个层；横向不连续，发育大中型及小型低弯曲分流河道、顺直分流河道与湖沼4种沉积模式，相变快，砂体窄，单一河道一般小于300m；单层厚度薄，平均单层砂岩厚度2.3m，有效厚度1.8m。储层物性差，有效驱动难度大。储层平均渗透率7.2mD，80%以上储量渗透率低于10.0mD、流度低于1.0mD/mPa·s；构造轴部发育裂缝，裂缝发育频率平均为0.046条/m；储量丰度平均为61.1×104t/km2，油水关系复杂。

2 开发效果影响原因分析

针对油藏各区块开发中暴露出来的问题与矛盾，按照注采系统、细分注水、周期注水、深浅调剖、水井增注、配注调整六个方面提出下一步治理对策，形成一套适合“三低”油藏注水结构调整潜力的方法。

2.1 注采系统调整

按照裂缝发育区块线性注水、裂缝不发育的三类区块完善单砂体注采关系的原则，根据各类区块实际油水井数比与合理油水井数比差异，以井组为单元，分析井网适应性，确定注采系统调整转注潜力。

表1 各类区块合理油水井数比与实际油水井数比对比表