曲瑛新，耿俊，聂武杰 （中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163853）

龙虎泡油田经过30多年的开发，进入高含水开发阶段，油田年均含水由2000年的54.9%上升到82.0%，年均含水上升值在3.4%；自然递减率保持在14%以上，采油速度仅为0.68%，稳产形势严峻，而依靠常规单一的注水调整及措施改造难以改善油田开发效果［1］。为此，笔者对龙虎泡油田高含水期水驱综合挖潜技术进行了研究，旨在为大庆外围高含水油田改善开发效果提供技术借鉴。

1 油水井对应调整挖潜技术

自龙虎泡油田开发以来，通过不断加大注水调整力度，有效地缓解了平面矛盾，但水驱优势方向仍为储层物性好的高水淹层，平面动用仍不均衡［2］。产生上述现象的原因是中低含水期的孔隙度逐步降低，而高含水期的孔隙度逐步恢复，加剧了平面矛盾。为了解决该问题，可以采取油水井对应调整挖潜技术。以单向水淹型剩余油为例，应用数值模拟方法分析不同挖潜方式 （包括单一注水调整、堵水、压裂、调压堵相结合）下的流场变化特征 （见图1）。从图1可以看出，在相同开发时间内，采用调压堵相结合方式 （即注水井上高水淹方向控制注水，低水淹方向加强注水；采油井上封堵高水淹方向，低水淹方向压裂引效）后，死油区减小的面积最大，从而能够更好地挖潜单向水淹型剩余油。

按照上述思路，可以确定多向水淹型剩余油和未水淹型剩余油的油水井对应调整对策。针对多向水淹型剩余油，采取注水井周期注水以扩大注水波及体积、采油井换大泵以提高油层动用程度的油水井对应调整方式；针对未水淹型剩余油，采取注水井细分重组和调剖以加强注水、采油井压裂引效的油水井对应调整方式。

图1 不同挖潜方式下单向富集型剩余油流场模拟图

2 注入产出调控技术

2.1 确定合理驱替速度

研究表明，长期水驱后可动用剩余油主要富集在中孔隙 （0.3～2.0μm）中［3］。以渗透率大于或等于100mD岩心为例，应用核磁共振技术研究不同驱替速度对微观剩余油的影响 （见表1）。从表1可以看出，随着驱替速度的增大，中孔隙剩余油饱和度逐步减小，而状态4、状态5和状态6的中孔隙中剩余油饱和度的差别不大，据此确定渗透率≥100mD的岩心所在储层的合理驱替速度为0.038PV／a。按照上述方法，可以确定不同渗透率储层的合理驱替速度：渗透率＜10mD的储层为0.028PV／a，10mD≤渗透率＜50mD的储层为0.032PV／a，50mD≤渗透率＜100mD的储层为0.034PV／a。

表1 渗透率≥100mD岩心驱油试验结果表

2.2 确定合理采液速度

以渗透率为50mD≤渗透率＜100mD的岩心为例，通过室内岩心试验测定其相渗曲线（见图2），据此应用油藏工程方法得到无因次采液、采油指数与含水率关系曲线 （见图3）。从图3可以看出，该类储层含水率85.4%时，其对应得无因次采液指数为0.21。根据上述数据，应用无因次采液指数公式［4］，计算得到渗透率级别为50mD≤渗透率＜100mD岩心所在储层的合理采液速度为3.94%。

图2 50mD≤渗透率＜100mD岩心相渗曲线图

图3 50mD≤渗透率＜100mD岩心无因次采液采油指数曲线图

按照上述方法，能够确定不同渗透率储层的合理采液速度：渗透率＜10mD的储层为3.66%，10mD≤渗透率＜50mD的储层为3.94%，50mD≤渗透率＜100mD的储层为4.62%，渗透率≥100mD的储层为6.44%。

3 现场应用效果

龙13－15井区位于龙虎泡油田中部，综合含水达到82.35%，开发效果较差。为此，应用水驱综合挖潜技术在该井区开展先导试验，取得了显著成效。

3.1 含水上升速度和自然递减率得到有效控制

通过调整，井区含水上升速度得到控制，含水上升值由4.86%下降到1.93%；产量递减速度减缓，自然递减率由21.37%下降到10.0%。

3.2 注采剖面得到调整，储层动用程度提高

吸水厚度比例由70.9%提高到80.9%，同时砂岩厚度产出比例由77.5%提高到86.0%，这表明储层动用程度得到了提高。

［1］韩德金，张凤莲，周锡生，等 .大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究 ［J］.石油学报.2007，28（1）：83－87.

［2］耿俊 .油水井对应调整方法在龙虎泡油田萨高合采井区的应用 ［J］.长江大学学报 （自科版），2013，10（16）：135－136.

［3］王学武，杨正明，李海波，等 .利用核磁共振研究特低渗透油藏微观剩余油分布 ［J］.应用基础与工程科学学报，2013，8（21）：702－709.

［4］张承丽，魏明国，宋国亮，等 .低渗透油田无因次采液指数归一化处理及应用 ［J］.科学技术与工程，2011，4（11）：2582－2584.