八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
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摘 要：通过对八面河油田水驱开发的做法及实施效果的研究，总结出目前水驱开发中存在的问题，并提出下步水驱开发的治理对策。
关键词：八面河油田；注水开发；开发效果；注采井网
1 注水开发概况
八面河油田平面上分为三大构造带，六个主力产油区，累计动用储量1.36亿吨，其中注水开发储量8243万吨，主要集中在南区的整装油藏，占注水开发储量的86.9%。截止目前油田注采对应率79.6%，水驱动用程度67%，压力保持水平83.8%。根据油田开发水平分级标准，注采对应率、水驱动用程度为二类，压力保持水平为一类。目前共有注水井296口，日注水1.5万方，注采比0.74。其中水井分注及单注160口，占比54%；笼注井136口，占比46%。
2 水驱开发做法及效果
八面河油田以精细开发、效益开发为中心，大力推进强化注水工作，在此基础上，针对不同开发阶段下各单元开发特点，强化以网控油、欠注治理、调转流线等夯基固本工作，不断提高水驱动用程度，持续提升水驱开发效益。
2.1 “建”“补”结合，差异化完善注采井网
通过逐块调整，南部油区建立了相对完善的注采井网，整体开发基础较好。针对部分井控程度Ⅱ、Ⅲ类的单元，通过重建井网、补全注采，实施差异化完善，不断提升储量控制动用。
①新老井结合重建井网。面12区沙三上，目前井控程度低，储量失控严重，储量控制程度，采出程度高、综合含水高，剩余油分布零散，压力保持水平低，通过采取抽稀注采井网、整体完善、逐步提液生产。截至12月份，已实施老井工作量3口，日增油3.3吨，恢复控制地质储量23万吨。通过调整区块采油速度由0.18提升至0.25；②扶停归位补全注采关系。对井控程度Ⅱ类单元，在局部储量失控、井网不完善区，实施老井转注、长停复产、更新、侧钻、补孔完善等措施，逐步完善井组注采关系。2018年治理完善井组26个，注采对应率提升1.5%，新增流线26条，恢复控制储量85万吨。
2.2 整体强化注水，提高水驱开发效果
①定合理—确定单元合理注采比。根据不同单元压力水平保持状况，测算了各单元合理注采比，指导油藏按需注水。南部油区12个单元中有7个单元达到合理的注采比；②定对策—确定整体调配原则。对边外、边部水井注水量放大50-100%；内部注采井网较完善区放大20-50%；单向对应、有注无采的水井暂不调整；注采不均衡井組结合流线调整动态调控。2018年实施水井调配132口，全厂日注水量由1.16万方提升1.4万方，南区注采比由0.8提升至1.01。
2.3 强化欠注治理，不断提升配注合格率
通过加强中低渗油藏欠注因素分析，因类施策进行欠注治理，提升水井注水能力。年共实施欠注井治理9口，恢复日注水245方，恢复水驱控制储量54.7万吨，部分井组治理后液量、产量上升，取得一定效果。
3 水驱开发存在的主要问题
3.1 部分单元井控程度低，储量失控较严重
根据目前水驱控制程度评价标准，南区评价为Ⅲ类的单元有4个，储量规模669万吨。井网适应性差原因：一是部分单元主力层水淹严重，部分区域油井因高水淹调层导致无井控制；二是老井保留率有所下降，井网损坏问题有所加剧。
3.2 平面水驱不均衡现象依然较为严重
一是注采不均衡井组占比较高。通过注采井组进行系统梳理，南区产液量级差>3的井组43个，占全部注水井组的20.5%；二是产液结构仍有待进一步优化。南区主力砂体低、高液井井数占比高，具有流场调整，均衡注采的潜力。高液井井数占比22.1%，液量占比51.3%；低液井井数占比36.0%，液量占比8.6%。
3.3 断块油藏强化注水难度大
一是北部油区断块复杂，单个砂体储量规模小，注采完善潜力小；二是受井况及地面条件限制，实施注采完善砂体难度大，制约了后期的提液开发。
4 水驱开发下步建议
为实现水驱油藏控减增效，以提高水驱波及体积、改善水驱效果为目标，强化注采调控，积极开展分类油藏控减试验。
中高渗整装油藏，开展井网完善程度分级评价，实施差异调整。对注采不完善单元，开展整体完善、以网控油，逐步提液。下步将充分利用老井，构建矢量化井网，对失控区域进行流线修复，预计新增流线14条，储量控制程度提升至85%。对注采较完善单元，抓实流场调整、强化注采，提高注水波及。
一是继续强化注采不均衡井组治理。通过对井组水驱不均衡原因分析，开展针对性治理，预计实施水井工作量30口；二是开展整体调剖改善水驱开发效果试验。针对井网较完善的高采出程度单元及“双低”单元分别开展整体深度调剖试验，为控制自然递减做好技术储备；三是开展“三提”试验。优选井网完善、能量充足、注采能力强、配套工艺技术成熟的单元开展提水、提液、提采油速度试验；对中低渗整装油藏砂体，开展“四提”试验区建设，改善水驱开发效果。如面14区沙四段欠注井多，部分水井吸水层间差异大的状况，将开展“四提”改善水驱效果试验区建设，计划配注合格率、层段合格率均提升至80以上，分注率提升至75%以上；对断块油藏，继续推进仿边水驱注采完善工作。根据整体规划，分步实施原则，继续推进J5-23块仿边水工作。
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