长庆油田分公司第三采油厂大水坑采油作业区 宁夏吴忠 751100
摘要：研究区H区延4+5油藏属于典型侏罗系边底水油藏，受岩性和构造控制，储层非均质性较强，油水关系复杂，注水开发及精细注采调整存在一定难度，因此，本文主要从油藏生产动态、油藏工程、开发规律、等多方面着手研究注水开发技术政策；同时结合近两年注水开发经验，开展效果评价及政策适应性分析，逐步总结出适宜的注水开发政策，旨在为后期油田高效开发提供有效技术保障。
关键词：边底水油藏；储层非均质性；开发技术政策；效果评价
一、油田开发概况
H区延4+5油藏主力含油层系为延4+512，局部发育延4+511。H区于2016年集中建产，动用含油面积0.6km2，油井开井数16口，水井开井数7口，日产油34t，单井日产油2.0t，综合含水62.4%，日注水176m3，累计产油2.17×104t，累计注水6.57×104m3，月注采比1.81，累积注采比3.03，压力保持水平92.4%，水驱动用程度71.4%。
延4+5油藏前期自然能量开采，油井快速递减，含水上升，逐步完善井网后采取浅层调剖治理+整体强化注水相结合的手段，不断合理采液强度，目前日产液、动液面缓慢上升(190m)，个别井含水上升，油藏整体稳定见效。
二、注水开发中存在的问题
1、水井射开程度低，尖峰状吸水易注水突进造成油井含水上升
H区延4+5油藏属滞后注水，水井多为油井转注注水，注水井射开程度低，平均吸水厚度3.7m，水驱动用程度71.4%，单井注入强度较大6.5m3/d.m，主要为射孔附近段吸水，尖峰状占比较大71.4%（5/7口）。注水突进易造成油井含水快速上升。
2、油藏边部注水井对应关系差，注水不见效
由于油藏规模小，构造变化快，边部注水井对应性差，注采层位不对应水井1口；位于低构造部位，注入底水2口，造成油井注水不见效
3、局部注水强度过大导致含水上升
根据长庆油田侏罗系油藏近几年注水开发效果分析，侏罗系早期注水强度应控制在2.5 m3/d.m左右。2018年调整配注10井次，调整配注量35m3，调整后单井日注水量26m3，整体注水强度4.2m3/m.d，注采比1.8，注水调整后效果较好，但局部仍然存在注水强度过大，注采比偏高，导致油井含水上升或上升过快的现象。
三、注水开发技术政策研究
1、目前开发技术政策
H区延4+5油藏初期受井网不完善影响，油井快速递减，含水上升；逐步完善井网后，采取浅层调剖治理+整体强化注水相结合的手段，不断合理采液强度，目前动液面缓慢上升，个别井含水上升，油藏整体稳定见效；单井日注17↑26m3/d，递减2.77↓1.57%。
1.1、油藏合理的采液速度
合理的采液速度，是抑制底水锥近、边水内推的有效途径之一，不仅可以延长无水采油期，充分利用边底水自然能量，同时可以提高水驱油效率。
根据姬塬油田H区延4+5油藏开发动态资料统计表明：H区延4+5油藏的合理采液速度为3.50%，超过此值，含水上升速度加快，采油速度下降，目前实际为3.53%，较为合理。
1.2、单井的合理采液强度
采液强度不仅是生产压差的大小反应，又是油井开采状况的综合结果，同时也是边底水油藏开采的重要指标。根据H区延4+5油藏近年生产动态统计表明，采液强度愈大，含水上升速度愈快。矿场实践： 采液强度≥0.9(西北部)∽1.1m3/d.m(东南部)，含水变化呈上升趋势，含水上升井较多，受本层水影响较大。
当采液强度小于合理采液强度时，含水上升速度相对较慢，当采液当采液强度大于合理采液强度时，含上升速度相对较快。根据以上开发技术政策，2018年对H区延4+5油藏9口井合理采液强度，日产液由89↓74m3，含水由63.5↓62.4%，含水上升势头得到减缓。
1.3、合理的压力保持水平
一般地层压力随累积注采比的增加而增加，但当累积注采比超过某一值时，地层压力随着累积注采比的增加反而下降，将这一累积注采比称为临界累积注采比，其对应的压力值即为合理的压力保持值。借鉴侏罗系开发经验，初期压力保持水平基本保持在60%-70%之间。H区延4+5目前压力保持水平为92.4%，压力保持水平偏高。
H区延4+5油藏流压依据IPR曲线流压稳定在4.6MPa，产能发挥较好，目前东南部流压稳定在4.8MPa，西北部流压稳定在6.8MPa，西北部流压偏大。
1.4、合理的注水强度
根据注采平衡原理，油井投产后，注水井的合理注水量为24.0m3/d，合理注强度2.52m3/m.d
1.5、合理注采比
注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况, 反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标, 是规划和设计油田注水量的重要依据。合理的注采比是保持合理的地层压力, 从而使油田具有旺盛的产液、产油能力, 降低无效能耗, 并取得较高原油采收率的重要保证。根据H区延4+5油藏近年生产动态统计表明，合理的注采比应为0.8~1.0之间。
油藏初期递减大，产能未能充分发挥，下步通过优化注采比、注水强度，稳定注采平衡，促使井组在控制含水的前提下，稳定见效。
四、注水开发效果评价
1、油藏地层压力缓慢上升，油井整体缓慢见效
通过2018年化堵调剖治理、优化注水调整，油藏整体缓慢见效，局部油井含水上升，动液面缓慢回升(190m)，开发形势稳定见效；2018年测得平均地层压力12.47MPa（延4+5层原始地层压力13.5MPa），压力保持水平92.4%，压力逐步上升。
2、油藏水驱状况有所好转
H区延4+5油藏注水井7口，平均单井日注26m3。2018年共测试吸水剖面7井次，其中有2口井正常吸水，5口井表现为尖峰状吸水。2018年利用吸水剖面资料，并结合井组动态变化，进行注水井剖面调整，共实施化堵调剖措施4井次，尖峰状占比由66.7%（5/7口）↓16.7%（1/7口），水驱动用程度增加18.2%，通过注水井剖面调整，均衡水驱方向，油藏平稳见效。
3、两项递减减缓，含水上升势头有所控制
通过不断优化注水开发政策，平面注采关系趋于合理，油藏递减趋势有所减缓，与2017年相比综合递减由10.41％↓7.34％，自然递减由12.32 ％↓6.71％。
五、结论及认识
1、H区延4+5油藏初期注采井网不完善，油井递减大，产能未能充分发挥，下步通过持续优化注水政策，促使井组在控制含水的前提下，稳定见效。
2、H区延4+5油藏合理注采比0.8~1.0左右，目前注采比1.81偏大；合理注水强度2.53m3/m.d左右，目前实际注水强度4.26m3/m.d偏大，应适当控制注水强度，防止油井见水。
3、H区延4+5油藏整体地层能量保持水平较高，压力恢复速度过快，对持续见效区应实施弱化注水，控制能量恢复速度，促使平面分布更趋均匀，进一步促使油藏有效驱替系统的建立，提高油藏开发水平。
4、H区延4+5油藏部分注水井吸水状况仍然较差，应充分利用吸水剖面资料，并结合井组动态变化，通过化堵调剖、化学堵水、补孔调剖等措施对注水井进行剖面调整，改善剖面水驱状况，有效的降低主向油井含水，提高侧向油井受效幅度，提高油藏水驱动用程度，进一步提高油藏开发效果。