刘海成

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

进入特高含水期油藏的剩余油分布更加复杂、剩余油富集区减小，在特高含水和低油价双重压力下，仍以投资新井来实现变流线调整的方式难以持续，依靠常规的调整挖潜措施改善开发效果的难度加大。为进一步提高特高含水期油藏水驱采收率，改善平面、纵向动用差异，学者们在矢量开发调整、变流线调整、细分层系、层系重组等方面开展了大量研究［1-4］。在特高含水期，利用多层系油藏现有井网进行变流线调整，实现低油价下老油田效益开发，是特高含水期油藏延长经济寿命期的关键［5］。胜利油区孤岛油田西区北Ng3-4 区块1976 年开始实施反九点井网两层系合采，1990 年后整体加密为正对行列井网，经过40 多年的开发，目前已进入特高含水后期开发阶段［6］。为此，该区块开展层系井网互换试验，通过转变层系的井网，改变液流方向，扩大波及体积，互换后取得一定的开发效果，但单井效果差异较大［7-8］。大庆油区从井网开发现状、存在问题及油层动用状况等方面，开展了杏四—六北区块一次加密井网2 套层系（萨尔图、葡14 及以下油层）互换可行性研究［9］，但未开展层系互换后油井见效差异的研究。为此，笔者从注采系统控制油藏耗水率的角度，开展变流线致效机制研究，分析油井不同见效特征的原因，结合井网与剩余油的配置关系，总结提炼出4种见效模式，为同类油藏变流线调整提供指导。……