优化注采井段,提高非均质油藏水驱采收率

1、优化注采井段，提高非均质油藏水驱采收率 编写人：李良华 参加人：周雪峰 彭代中 王全红 解连彬 刘延飞 初审：唐志明 审定：贾云超 采油三厂地质研究所二零一五年一月2目 录一、项目概况1（一）立项背景1（二）油藏地质概况1（三）开发中存在问题5二、项目完成内容6（一）储层非均质物性研究6（二）渗流特征对注水开发的影响15（三）合理注水层段研究19三、创新点23四、现场应用情况24五、认识及体会27一、项目概况（一）立项背景采油三厂油区位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个开发单元，包括中渗极复杂、中渗复杂、常

2、压低渗及裂缝砂岩四类油藏。目前全厂共探明石油地质储量9698104t，动用含油面积57.5km2，石油地质储量9324104t，标定采收率34.01%，含水%，已进入高含水后期。油藏大部分区块储层非均质性严重，层间级差达20倍左右，渗透率变异系数0.70.85，现层系网井条件下，层间干扰严重，储量动用不均匀，吸水厚度一般50%左右,吸水状况逐年变差，平面剩余油分布零散，通过常规工艺技术难以改善其开发状况，如何优化井段，最大发挥小层的潜力，实现注水效益的最大化。本项目重点研究了储层非均质物性、合理注水层段组合研究，研究出适应了分类油藏的注采层段组合，从而改善非均质油藏的剖面，提高层间非均质水驱采

3、收率。（二）油藏地质概况 1、油藏地质特征采油三厂油区位于山东、河南两省三县交界处，区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育，文明寨、卫城地区以三角洲沉积为主，马寨地区以辫状三角洲沉积为主。我厂管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，分为中渗极复杂断块油藏、中渗复杂断块油藏、低渗复杂断块油藏以及砂岩裂缝油藏四种类型，共46个油藏开发单元。目前全厂动用含油面积39.8km2，动用石油地质储量8684104t，储量动用率96.31%，现井网标定可采储量2865104t，标定采收率32.99%。资源量2.09108t，探明石油地质储量9017104t，储量

4、探明率43.14%。油藏特点为断层多，断块小,小于0.3km2的复杂断块油藏占59.2%；埋藏浅，埋深小于2500米的储量占72.3%；含油井段长，含油井段600800米；小层多，含油小层一般为60个左右；储层变化大：300米井距连通率一般60%70%；原油物性好，原油密度小，地层原油密度0.660.76g/cm3；粘度低，地层原油粘度0.55mPas。中渗极复杂断块油藏：主要是文明寨油田的8个开发单元，是一个在穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田，含油面积10.7km2，石油地质储量2735104t，占全厂储量的31.5%。主要地质特征：一是断层多、断块小、构造极复杂，93.6%的地质储量

5、集中在小于0.3km2的断块内；二是含油层位多，沙一下沙四共7套含油层系24个含油砂组85个含油小层，油藏中深1400-2250m；三是储层物性好，平均孔隙度24.827.8%，平均渗透率411.3726.610-3m2，属中高渗透储层，平面、层间非均质严重。中渗复杂断块油藏：以马寨油田的卫95块为主，包括卫城浅层油藏（沙一下-沙三上）共13个开发单元，石油地质储量1672104t，占全厂的19.3%。主要地质特征：一是层系较单一，储层物性变化大，层间渗透率级差15倍；二是原油性质差，地面原油密度0.880.93g/cm3，地面原油粘度2401200mPas，油水粘度比30左右。低渗复杂断块油

6、藏：以卫城油田沙三中沙四段油藏为主，包括马寨油田的卫305块及古云集油田的云3块等共22个开发单元，地质储量4093104t，占全厂的47.1%。主要地质特征：一是含油层位多，沙三中沙四发育24个砂层组，构造被众多次级断层复杂化；二是储层物性较差，非均质性严重，平均孔隙度在12.5%19.8%之间，平均空气渗透率11.964.810-3m3，变异系数0.660.8，层间渗透率级差可达20倍以上；三是不同单元有不同的油水关系，有边水但不活跃，局部构造高点存在气顶。 2、开发简历文卫马古油田开发是一个典型的滚动增储上产稳产过程，大体上可划分为四个阶段：1）、产能建设阶段（19821984年）经过详

7、探评价和分类准备，首先投入开发了文明寨和卫城油田卫58、卫18、卫4、卫11、卫22等埋藏浅、认识程度高和油层物性相对较好的优质储量，动用石油地质储量3529104t，建成产能90104t，年产油从16.16104t上升到75.71104t，采油速度达到2.15%。2）、滚动增储上产、及时注采完善高速高效开发阶段（19851993年）本阶段不断扩大勘探开发战场，大打滚动增储和科技攻坚仗，所辖油田区块全面投入注水开发，动用石油地质储量从3615104t上升到5803104t、增加2188104t，可采储量从1150104t上升到1824104t、增加674104t，年产油上升到最高的108104

8、t，阶段储采比1.09。本阶段五项主导措施：一是块间储量和产量接替，陆续投入了卫城油田卫37、卫229、卫20、卫56、卫49、明9和卫22东等小断块，以及马寨油田卫95块、卫305块，古云油田投入试采。二是开展低渗油藏试采试注和压裂改造先导试验，完成了低渗油藏的开发动用技术准备，19881990年卫城油田卫10、卫2、卫81等低特低渗油藏采用水力压裂、高压注水和气顶避射技术（30m），相继投入注水开发，采油速度提高到2%以上。卫城油田动用储量由1401104t上升到2834104t，可采储量由430104t上升到831104t，增加可采储量401104t，被评为全国“八五增加可采储量优秀项目

9、”。三是针对马寨油田储层中低渗透且砂体平面变化大的特点，采用密井网、小井距（150200m）、分开发层系（注采井数比11.6），水驱控制程度达到75%，19901994五年采油速度均在3%以上。四是针对文明寨油田构造复杂、断块小、油层多、基础井网控制程度低、油层连通率低的情况，对实施加密完善调整，井距由350400m缩小到200300m，极复杂的明六块缩小到100200m，并对调整井全部加测RFT，动静结合提高油藏分层认识，同时分注分采与分注合采相结合，使注采对应连通率提高到60%，见效油井达到68%；实施中坚持“整体监测、整体认识、整体部署、整体实施”，通过建立整体监测系统、动静结合不断落实

10、修改油田内部构造，增加近断层附近死油区储量210104t，占油田总储量的9.4%；应用油藏工程方法深化分层认识，明确差油层剩余油是调整动用的主要对象；通过实施强化注采结构调整，关停、限制高渗水淹井层，加强接替层的注采， 实现了油田的“八五”高效开发。五是针对卫城油田卫22块、卫58块储层物性相对较好、层间差异大、层间矛盾突出的状况，实施加密完善调整；卫22块建成了分层系开发井网，有效的缓解了层间、层内矛盾，使卫城油田年产油保持在30104t左右、采油速度达到2%以上。3）、高效调整挖潜阶段（19942003年）19941995年由于没有新区块投入、井况损坏严重（两年出现事故井135口，卫城油田

11、占56.3%）、层间矛盾加剧，阶段含水上升率达3.15%；老井自然递减达到27.99%，开发形势明显变差。一是通过滚动增储，陆续发现新油藏投入开发，本阶段共发现新区块9个，增加动用地质储量1346104t，增加可采储量348104t，建成产能15104t。二是重建地质模型、高效挖潜，文明寨以构造研究为重点，卫城以剩余油分布研究为重点，应用大斜度定向井技术、开窗侧钻技术进行高效挖潜，年调整井由25口上升到60口，单井日产能力达到7t。三是开展调剖与分注相结合，平均每年实施调剖井100120口，实施分注40-50口，分注率由37.7%上升到48.9%，层间剖面得到改善，吸水厚度、层数分别增加6.1

12、个百分点和7.6个百分点。4）、老区调整恢复阶段（2004年目前）针对储量接替不足，井况差、层系井网遭严重破坏，高含水期精细调整技术不配套，稳产基础薄弱，水驱动用程度下降到58.2%，自然递减加大到24.4%。一是加大老区分类调整治理力度，对井网进行恢复和优化重组，实现开发对象的转移，精细注采调整，增强老油田的稳产基础，水驱动用程度由58.2%上升到63.4%、上升5.2个百分点，综合含水基本稳定在89%，自然递减由24.4%下降到14.3%。二是扩大新区产能建设规模，新动用储量768.2104t，新建产能10.2104t，尤其是2007年发现卫北三叠系砂岩裂缝油藏，开辟了勘探开发新领域。3、

13、开发现状到2013年12月，全厂共建成油水井总数1184口，其中油井699口，开井649口，开井率92.8%，日产液13978t，日产油1966t，综合含水85.9%，采油速度0.83%，采出程度26.04%。注水井485口，开井396口，日注水量16656m3，月注采比1.20，累积注采比1.08。（三）开发中存在问题层间差异差，水驱效率低文、卫、马油田储层多属于扇三角洲前缘亚相水下扇沉积，具有重力流和牵引流两种沉积作用，储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重。对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响，其中文明寨油田层间非均质尤为严重。文明寨油田纵向上由不同沉积微相砂体叠加

14、，物性差异大，渗透率变异系数一般在0.45-0.85，大多大于0.7，突进系数2.0-5.0，渗透率级差15-120。组合的开发层系内渗透率变异系数0.73-0.87，突进系数3.5-8.4，层间矛盾突出。同一小层平面上由不同沉积微相组成，平面级差主要分布范围1060，大于10的占78.2%；突进系数主要分布范围26，大于2的占97.9%；变异系数主要分布范围0.61.2，大于0.6的占84.4%。层内矛盾突出并多样化，存在着正韵律、反韵律和复合韵律等层内非均质特征。层内渗透率变异系数0.350.99，渗透率级差7.51780倍。经长期注水冲刷，油层的孔喉结构和渗流特征发生了很大变化，出现大孔

15、道和高渗条带，严重影响层内水驱波及厚度，造成注水利用率低、注采短路循环。储层孔隙类型主要为原生粒间孔隙，粒间溶孔，粒内孔隙等，孔隙直径一般为4080m，面孔率平均12.54%，喉道半径一般为1015m，喉道分选系数2.63.7，分选性较差。从历年吸水剖面资料看，吸水厚度百分数只有40-50%左右，其中强吸水层厚度只占8-26 %，其吸水量占36.6-63.3%，注入水主要进入高渗层中。文明寨油田历年吸水剖面统计表年度统计井数 （井次）吸水厚度百分数（%）强吸水层厚度百分数（%）强吸水层相对吸水量百分数（%）20064752.513.146.9120073251.913.447.35200847

16、45.516.049.82009523626.663.320103937.120.155.220115041.512.743.2201211053.18.237.4201311556.39.830.3经过多年的注水开发，受非均质性的影响，油藏层间和层内矛盾进一步加剧，层间上，主力层动用较好，非主力层受物性差、砂体连通性和连续性差的影响，动用程度相对较低；据180口见效井统计，已有80的井含水高达90以上，这些见效井水淹厚度仅占见效厚度的40，约60厚度的油层不能充分发挥作用。统计121口注水井吸水剖面资料反映，占总厚度53.9%的层不吸水。其中明1-19井测分层启动压力，平均地层压力9.9Mp

17、a，层间压差达15.5Mpa。 二、项目完成内容（一）储层非均质物性研究1.储层物性特征储层物性是沉积物结构、构造及成岩改造的综合反映，物性的好坏反映了储集层的储集能力和流体在其中的渗流能力。孔隙度、渗透率是体现储层物性特征的最有效参数。通过对明48、明49井储层的物性特征的统计，沙二下亚段物性较好于沙三上亚段，平均有效孔隙度为27.89%，平均渗透率为899.7310-3m2，碳酸盐含量9.44%；沙三上亚段平均有效孔隙度为23.87%，平均渗透率252.1710-3m2，碳酸盐含量11.74%。项目孔隙度（%）渗透率（10-3m2）碳酸盐含量（%）分布区间平均值分布区间平均值分布区间平均值

18、沙二下亚段7.4-32.927.890.9-3364899.731.7-38.59.44沙三上亚段9.3-36.823.870.4-1083252.172.9-60.611.74文明寨明1块储层物性特征数据表该区储层孔隙度和渗透率分布区间普遍表现为单峰正态特征，沙二下、沙三上亚段孔隙度主要分布区间分别为25%-35%、20%-30%，渗透率主要分布区间在10010-3m2和100010-3m2，属于中高孔中高渗储层。 沙二下亚段岩心孔隙度直方图 沙三上亚段岩心孔隙度直方图沙二下亚段岩心渗透率直方图 沙三上亚段岩心渗透率直方图 2.储层四性关系特征储层“四性”关系是指储层的岩性、物性、含油性与电

19、性之间的关系，“四性”关系研究的目的在于揭示储层参数与测井响应的关系，为解释模型的建立提供地质依据。岩性与含油性的关系根据M48、M49井195块样品的岩心常规分析资料，发现明1块沙二下、沙三上亚段储层岩性主要为细粉砂岩和细砂岩，分别占53%和43%，细粉砂岩仅占4%。通过对该195块样品进行统计分析得到储层岩性与含油性关系图（图4-36），含油级别为油浸的岩样主要为粉砂岩，分析认为，粉砂岩是研究区储集性能最好的储层，细砂岩比粉砂岩的储集性能要差。岩性与含油性关系 岩性与物性的关系根据M48和M49井常规岩心分析资料发现，细砂岩、粗粉砂岩物性好，其中细砂岩物性要略好于粗粉砂岩，细粉砂岩由于样品

20、少，物性分布规律不明显，一部分样品物性也很好。通过分析相同岩性样品含泥质、含灰质、含白云质情况与物性的关系可以发现，同一岩性的储层含泥质、灰质、白云质的物性明显比不含该三者的物性差。 物性与含油性的关系研究物性与含油性的关系反映了储层含油性的变化特征，由M48、M49井的岩心常规分析资料统计分析可以看出，沙二下、沙三上岩心样品孔隙度最小7.4%，最大36.8%，平均26.2%，空气渗透率最小0.4mD，最大3364mD，平均612.9mD。岩样的孔隙度、渗透率越高，其含油级别越高，孔隙度大于20%，渗透率大于30mD的岩样，含油级别主要为油浸，随着物性的变差，含油级别逐渐按照油浸油斑油迹不含油

21、的规律变化，因此在一定程度上物性差异控制着储层的含油性和含油级别的变化。沙二下-沙三上储层物性与含油性关系 电性特征渗透性砂岩和非渗透性砂岩的测井响应特征主要反映在微电极、自然伽马、自然电位、声波时差曲线上，前者在微电极上有明显的正差异，自然电位呈负异常，声波时差较高；而后者在微电极上电阻值高，正差异不明显或负差异，自然电位异常值小或无负异常，声波时差低。明49井电性关系图3.储层参数模型 泥质含量模型一般情况下，自然伽马曲线能够较好地反映储层的泥质含量。利用自然伽马计算泥质含量的方程为：式中：GR为自然伽马的测井值，API；GRmax为纯泥岩的自然伽马值，API；GRmin为纯砂岩的自然伽马

22、值，API；Ish为自然伽马的相对值，API；Vsh为储层的泥质含量，%。M49井岩心泥质含量与测井计算泥质含量关系图C为经验系数，可按地层时代在较广泛的地区由岩心分析资料求得。一般来说，对第三纪地层，C3.7，对老地层C2，因此文明寨油田沙二下、沙三上亚段C取值3.7。通过与岩心化验泥质含量进行对比可以发现，M49井岩心泥质含量与测井计算泥质含量拟合公式中，岩心泥质含量关系系数约等于1，测井计算泥质含量与岩心化验泥质含量符合程度较高。但是，对于某些自然伽马异常(测量值偏高)的储层段，采用自然电位求取泥质含量。其原理是：自然电位在泥岩层段处于基线值，而在渗透层段出现异常，异常幅度的大小受泥质含

23、量的影响。泥质含量高，则自然电位异常幅度减小。因此，这种情况可以利用自然电位测井资料可以确定泥质含量，计算公式为：式中：Sp为自然电位测井值，mv；为纯砂岩的自然电位，mv；为纯泥岩的自然电位，mv；为储层的泥质含量，%。 孔隙度模型孔隙度是描述储集岩孔隙空间大小的一种度量。孔隙度是指岩石孔隙体积与总体积的比值。在岩心二次归位和声波曲线标准化的基础上，利用了取芯井明49井的数据点，建立了岩心孔隙度与校正后的声波时差关系图(图4-44)，可以看出，相关性较好，其回归公式为：=0.2*T-38.36 r=0.667498或： T = 191.26 + 498.89 T 声波时差（um/s）；孔隙度

24、与原始拟合公式计算出的孔隙度进行对比，发现孔隙度之差deltapor在-22之间符合正态分布，峰值位于0附近。孔隙度模型本次拟合孔隙度与油田拟合孔隙度对比图 渗透率模型在储层评价测井中，渗透率的计算通常是根据岩心资料建立的渗透率经验模型（图4-46对研究区砂岩岩心孔渗关系的分析，建立了明一块砂岩砂岩渗透率模型：沙三上: K = 0.0114e0.3868 R2 = 0.7645沙二下: K = 0.0149e0.3648 R2 = 0.8508 明一块砂岩储层渗透率模型储层参数模型建立后，对研究区208口井利用Discovery软件对全区泥质含量、孔隙度、渗透率等参数进行计算，图4-47为M4

25、9井储层参数及电测曲线的展示。M49井储层参数模型prizm模块展示层内渗透率非均质程度层内非均质性在纵向上多表现为渗透率的非均质程度，单层渗透率的垂向分布模式也可分为正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律和无韵律，层内渗透率非均质性差异程度通常用下列定量统计参数来表示：（1）平均渗透率：指层内的平均渗透率。（2）渗透率级差JkJk=kmax/kmin：指层内渗透率的最大值与最小值的比值。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。（3）突进系数Tk ：指层内渗透率的最大值与平均值的比值，它反映了油田在注水开发过程中，注入介质波及体积大小与驱油效果的关系。一般当Tk3时为不均匀型（

26、表4-3）。突进系数又称为非均质系数。（4）变异系数Vk Vk=sk/：指渗透率的标准偏差sk与渗透率平均值的比值。一般当（Vk0.5时）为均匀型，表示非均质程度弱。当（0.5Vk0.7）时为较均匀型，表示非均质程度中等。当（Vk0.7）时为不均匀型，表示非均质程度强（表4-3）。不同的渗透率分布模式，对注水开发效果有很大影响。渗透率正韵律油层厚度波及系数小，油井见水早，含水上升快，水淹特征为底部水淹型，开发效果差；反韵律油层水淹厚度大，水驱要比正韵律油层均匀得多，开发效果好；复合韵律总的开发效果介于正韵律和反韵律之间；均质韵律层与层厚有很大关系，薄层时，水淹效果好，厚层时，水淹效果要差些。渗

27、透率非均质界限标准非均质类型变异系数界限突进系数界限相对均质型0.50.73.0本次研究根据文明寨油田明一块明48、明49两口取芯井的岩石物性分析资料分析，做出了渗透率级差、非均质系数、变异系数等评价储层非均质程度的参数值，对研究区沙二下、沙三上亚段17个小层储层的非均质性程度进行了详细研究。由表4-4及图4-51可以看出，研究区内渗透率非均质程度总体上表现为严重非均质型和非均质型，其中S2D2-3、S2D2-4、S2D4-2、S2D4-4、S3U3-1、SU4-1、S3U4-3和S3U4-4小层变异系数在严重非均质型范围内，其中，S2D2-4、S3U4-1突进系数也在严重非均质型范围内。S2

28、D3-4、S2D4-1、S3U2-3和S3U4-2小层属于非均质型，S2D2-5、S2D3-1、S3U1-2、S3U3-3小层为相对均质型，突进系数和变异系数大都在相对均质型范围内。储层非均质性表层位样品个数最小 渗透率最大 渗透率平均 渗透率级差突进系数变异系数S2D2-395.0 325129.8 65.0 2.50 1.02 S2D2-455.0 891211.4 178.2 4.21 1.61 S2D2-524236.0 33641501.1 14.3 2.24 0.44 S2D3-114378.0 26011533.3 6.9 1.70 0.36 S2D3-42612.0 19581

29、139.2 163.2 1.72 0.52 S2D4-1370.9 1541616.6 1712.2 2.50 0.68 S2D4-2312.0 290139.7 24.2 2.08 0.82 S2D4-4319.0 303135.0 15.9 2.24 0.90 S3U1-2438.0 281196.5 7.4 1.43 0.48 S3U2-3717.0 13265.0 7.8 2.03 0.67 S3U3-189.0 265106.6 29.4 2.49 0.73 S3U3-28146.0 778426.1 5.3 1.83 0.49 S3U3-3313.0 2618.0 2.0 1.44

30、 0.32 S3U4-1240.4 901248.2 2252.5 3.63 1.03 S3U4-2271.0 785301.0 785.0 2.61 0.68 S3U4-3381.0 630281.0 7.8 2.24 0.88 S3U4-4126.0 1083379.6 180.5 2.85 0.86 文明寨油田明一块储层非均质性参数统计图 （二） 渗流特征对注水开发的影响1.微观剩余油赋存状态微观水驱油室内实验研究表明微观剩余油主要呈不连续分布，多位于小孔喉和孔隙内壁。 微观剩余油分布位置在长期注水开发过程中， 地下储层的孔喉网络、岩石骨架、黏土矿物和渗流特征等诸多因素斗争影响和控制着储

31、层中微观剩余油的形成和分布，使得高含水开发阶段微观剩余油的形成和分布呈现多样性。通过实验观察，根据储层微观孔喉结构特征，将剩余油分为3种模式。1）大孔粗喉模型中微观剩余油主要分布在大孔道中的油斑或油膜；与流向垂直的孔隙中的原油段塞；孔隙交汇口或被小孔隙包围的较大孔隙内的油珠或油块。2）中孔中喉模型中微观剩余油主要分布在个别细小孔隙中的原因；局部大孔隙中的油珠；与流向垂直的孔隙中的原油段塞；孔隙盲端的残余油。3）中孔细喉模型中微观剩余油主要分布在细小孔隙中的局部死油区；死孔隙中的残余油；孔隙盲端的残余油。水驱油过程中的微观剩余油分布模式2.不同驱动速度对驱替效率的影响由不同水驱油速度微观实验可以

32、看出驱油速度从0.2ml/hr增大到0.3ml/hr，面积含油率减少了1.49%，而驱油速度从0.2ml/hr增大到0.2ml/hr，面积含油率仅减小0.45%。由此可见用不同的速度驱替油，速度越高，驱油效果也就越好，但随着速度的提高，驱油效率的增加幅度越来越小。平面模型含油面积百分数模型面积含油率(%)34-2饱和油18.39速度1（0.2ml/hr）9.29速度2（0.3ml/hr）7.80速度3（0.4ml/hr）7.35采用常规岩心进行不同压力梯度的水驱实验也可以得到类似的结果。水驱实验表明随着驱替压力梯度的增大 ，相渗曲线的等渗点右移；增大压力梯度可较大程度地提高驱油效率。特高含水后

33、期放大生产压差强化采液能够提高油藏驱油效率 ，当驱替压力梯度由0.125MPa/m 提高到1.14MPa/m时，驱油效率提高16%。 不同压力梯度条件下相渗及驱油效率曲线3.储层非均质性对采出程度的影响层间非均质性油藏由于层间干扰严重，导致储量水驱波及系数低、动用程度低。本研究结合中原油田的实际，设计制作了大尺寸层间非均质模型。物理模型由石英砂与环氧树脂压制而成，设定的模型平面几何尺寸为30303.9cm，自上而下分别为低渗层、中渗层和高渗层，变异系数为0.72，模拟正韵律沉积地层。实际制作的层间非均质模型基本参数见表。 层间非质性模型基本参数层位几何尺寸（cm）（长宽高）孔隙体积（cm3）孔

34、隙度（%）渗透率（10-3m2）束缚水饱和度（%）低渗层30303.65563.816.3437.253.91中渗层30.430.44.05744.7821.63182.337.84高渗层30.330.33.8803.2123.34453.528.131) 实验结果与分析实验结果表明：当三层合采时，产出原油主要来自高渗层和中渗层；当油藏非均质性较强时，若注入压差过低，则低渗层很难被启动，注入水易沿着高渗层发生水窜，导致低渗层动用程度较低。由此可见，层间非均质模型注水开发到任一时刻，三层的动用程度存在明显差异，并与各层渗透率密切相关；动用程度与储层渗透率成正相关。由图可见，当高渗层高含水时，关闭

35、高渗层能显著提高中渗层和低渗层的驱油效率和波及效率。由图13可见，对于非均质性较强的储层，当三层合采时，注入水主要沿着高渗层突进，使得高渗层的相对吸水量高于80%，关闭高渗层可以大幅度提高中、低渗透层的吸水量。总采出程度随注入体积的变化曲线 每层阶段吸水量随注入体积变化曲线 2) 不同注水倍数下水驱含水饱和度分布 不同注水倍数下含水饱和度分布从饱和度的分布变化可以看出，当注水倍数较低时，高渗层含水饱和度变化较大，离注入井较近的网格，基本达到残余油状态；模型中部的网格虽然受到注入水的波及，含水饱和度有所升高；采出井附近及模型死角处则未受到波及。中渗层的波及面积相对较小。低渗层仅在注入井附近有少量

36、网格被水波及。当注入体积较高时，高渗层完全被波及，注入水沿着高渗层的窜流更为畅通。中渗层和低渗层也不断受效，注入水波及范围逐渐增大，但整体波及情况仍然较差，低渗层尤为明显。3) 不同注水倍数下水驱波及规律三层同采时，注入水对高、中、低渗层的波及差异尤为明显。当注入总体积为0.10HCPV时，高渗层波及效率为36.73%，中渗层为24.49%，低渗层仅为14.24%。当注入总体积达到1.15HCPV时，高渗层完全被波及，基本达到残余油状态，中渗层的波及效率也达到76.60%；此时，低渗层尚未见水，注入水的波及效率仅为44.90%。由此可见，提高注入体积可以提高中、低渗层波及效率，但考虑到经济效益

37、，应存在一个最佳的注水倍数。通过对比不同注入体积下的波及规律，可以看出注入水首先向注入井周围扩展，然后沿着主流线向前运移，并进一步向两侧扩展。不同注水倍数下水驱波及规律（三）合理注水层段研究近年来，精细的细分重组取得了一定的成效，针对油藏剩余油分布特点，细分重组技术仍然是油田精细调整治理的关键技术，需不断的深化研究、细化层系和强化技术政策界限和配套技术攻关。1、层间渗透率级差从模拟结果来看，随着含水上升，渗透率级差对采收率的影响程度加大。渗透率级差在3倍以内，含水对采出程度影响幅度较小，渗透率级差到10倍时，随含水上升对采出程度影响程度加大，因此在开发过程中，为提高各油层的开发效果，渗透率级差

38、的控制需不断调整，含水越高，级差控制范围越小。研究表明，低含水阶段渗透率级差可以控制在7-8倍以内，高含水阶段需要控制在6-7倍以内，含水大于95%以后进一步控制在5-6倍以内，渗透率级差2-4倍时不同含水阶段对采收率影响程度相对减小。具体的实际单元，需要根据剩余储量丰度有效合理调整级差。明1块渗透率级差与累产关系图明1块，从级差控制计算结果看，渗透率级差大于5倍后，采收率上升幅度明显减缓，由24.62%下降到6.56%，为了减少层间矛盾，合理的渗透率级差应该控制在5倍以内。利用细分重组开发，在确保大部分储量能够动用条件下渗透率级差控制在最小。合采时渗透率级差达到25.5倍，单独开采一类层时，

39、最大渗透率级差6倍，由于目前开采程度高，残余油饱和度小，提高采收率幅度较小，可提高10.95%；二三类层最大渗透率级差9倍，目前采出程度相对较低，采出程度增加17.23%，采收率提高8.66个百分点，效果显著。2、压力级差受断层切割作用、储层非均质性、砂体分布连续性、注采井网部署、上下层系压力系统不同等因素的影响，油藏各小层开采一段时间后地层压力存在差异，进行细分重组时，同一层系内压力级别要控制在合理范围内。地层压力级差与产能关系图从数值模拟结果来看，随着层间压力相差倍数的增加，小层累计产油明显下降，当地层压力相差大于1.8倍时，油层初期会发生倒灌现象，流体从高压层流向低压层，影响油井初期产能

40、，当压力相差5倍时，累计产油量减少6%。因此，对于多层复杂断块油藏，在细分重组开发层系时，为了有效发挥各小层的能力，层间地层压力级差倍数应保持在1.8倍以内。3、合理注水层段研究从明1块近几年统计结果看：平均注水层数14层，平均注水厚度23m，吸水厚度百分数在45%左右。并且随着注水时间推进，年吸水厚度百分数下降10-18个百分点。因此，为提高水驱动用程度，应加强对水井的调配力度。分析明73、1-19、1-33等16口井历年21井次吸水剖面，吸水厚度百分数与注水厚度、注水层数相关性较好。油藏注水井射孔油层层数越多、注水厚度越大，吸水油层层数百分数越小、吸水厚度百分数越低、水驱储量动用状况越差。

41、由此可见，当注水厚度控制在18m，注水层数控制在10层，吸水厚度百分数达到50%以上。 明1块吸水厚度百分数与注水厚度、层数关系曲线明6块吸水厚度百分数与注水厚度、层数表吸水厚度百分数注水厚度注水层数%Mn3037.0194025.8145018.0106012.57708.75806.13明6块：从明6块历年平均单井注水层数、厚度统计图来看，注水井注水层数、厚度偏大，吸水百分数偏低，呈负相关性。目前，油藏平均注水层数14层，平均注水厚度29.9米，吸水厚度百分数在30%-40%左右。注水时间推进，吸水厚度百分数下降：随着注水时间的推进（注水层数、厚度不变），吸水厚度百分数呈下降趋势。从统计井

42、情况来看，年吸水厚度百分数下降9.0-18.0个百分点。因此，为提高水驱动用程度，水井应加大细分力度。合理注水层段研究：分析明115、明125、明193等5口井历年24井次吸水剖面，吸水厚度百分数与注水厚度、注水层数相关性较好。根据吸水厚度百分数与注水层数、注水厚度相关曲线，若吸水厚度百分数要达到50%以上，注水井吸水层数应控制在8层以内，注水厚度应控制在14m以内。明6块吸水厚度百分数与注水厚度、层数表吸水厚度百分数注水厚度注水层数%mn3026 15 4019 11 50 14 8 6011 6 708 4 806 3 三、创新点合理注水层段研究利用注水井注水层数、厚度与吸水百分数偏低，呈

43、负相关性。研究井组优化合理注采层段，减小层间压差，有效的改善两个剖面。注水井通过填砂、重分、细分优化合理注水井段组合，提高注水效益注水，采油井通过堵水，封堵高含水、低、无效层，启动潜力层。四、现场应用情况（一）主要做法一是注水井优化注水井段，增强注水针对性 针对部分水井注水井段长，吸水状况差异大，通过填砂、封堵等措施优化注水井段37井次，对应油井见效15井次措施后日增油25.2 t，累计增油3806t。措施前平均单井注水厚度22.6米/11.2层，措施后平均单井注水厚度12.7米/7.5层，注水厚度减少了43.4%。 如明195井组沙三上4（5#）、沙三中1及沙三上4（8-10#）层间矛盾突出

44、，为改善层间矛盾，水井明195井2013年12月22日实施填砂重炮重分，优化注水井段，加强沙三上4（8-10#）的吸水， 2014年2月1日，对应油井明380见效，2月6日自喷，初期日增油能力6.8t，累积增油304t。 如明6块2014年实施优化注水井段7井次，平均单井由33.4米/16层下降到15.7米/8层，下降17.7米/8层；增加水驱动用储量4.2104t，对应 7口油井见效日增油15.0t，累增油1690t。其中明199井2014年1月4日重炮重分，重炮沙三上2，不吸水层4-5号层，加强沙三上2注水，对应油井明64C油井2014年3月28日见效，日增油3.5t，含水下降9个百分点，

45、累计增油819t。二是采油井优化采油井段，挖潜层间剩余油 针对油田开发后期剩余油分布零散，利用剩余油监测资料，深化剩余油认识，优化油井措施结构，封堵高含水层，启动其它一类层或二、三类层的动用程度。 2014年实施油井封堵19井次，日降无效产液量10.2t，日增油21.6 t，累计产油量3096t，增加动用储量5.7104t，增加可采储量2.2104t 。明1-39井位于明1东中部，生产沙二下1-4，32.9米/23层，日产液量47.2t,日产油量0.9t,含水高达98%。3月底测剩余油，依据剩余油资料，全井挤堵封堵目前高含水层：沙二下3-4，14.7米/9层，重炮潜力较好的沙沙二下1-2（22-29.31#）12.17米/9层，卡堵沙二上2，2.1米/1层生产，措施后日产液由47.2吨下降到28.8吨，日降无效液量