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正韵律厚油层调整注水结构的成功做法及效果前言：XX块S32储层为冲积扇沉积，砂体厚度大，隔层不发育，为正韵律厚油层，2000年转入常规注水开发后注入水沿油层底部突进，含水上升快，注水利用率低，水驱油效果差。针对常规注水开发中的存在问题，开展了周期注水和深部调驱，有效改善了注水结构，实现了控水稳油，断块日产油水平由调整前的24t最高上升到55t，目前仍42t，综合含水由69.3%下降到55.6% ,连续十年产量保持稳定，实现了控水稳油目标。同时该油藏的成功做法也为同类油藏开发提供了有利的依据。1　概况1.1地质概况XX块构造上位于辽河断陷东部凹陷北部，主要含油层位为S32段，油藏埋深-1698.4～-1813.4 m。截止2009年底探明含油面积2.2 km2，石油地质储量358×104 t。地质特征如下：1.1.1　地层该块揭露地层自下而上为太古界潜山，下第三系沙河街组三段、一段，东营组及上第三系和第四系地层，主要目的层S32与上覆S1地层不整合接触。1.1.2　构造XX块位于高垒带中段，西依C西断层，南北分别被两条近东西向，北掉正断层切割，整体为一北高南低的单斜构造，构造高点在C34井附近，埋深-1698(S32　顶)。1.1.3　储层特征该块S32储层主要由多期冲积扇砂体叠置而成，砂体由北西向南东逐渐变薄，粒度变细，主要岩性为砂砾岩，岩石成份以石英、长石为主，粒径0.05～5mm，平均孔隙度17.1%，渗透率117×10-3μ㎡，泥质含量由上而下逐渐增加，平均4.38%。主要目的层段S32顶部，储层平均厚度22ｍ，最薄10.6ｍ（C14-151井），最厚33.7ｍ（C15-157井）。1.1.4　油层特征及油藏类型该块油层平面上迭加连片，平均厚度13.1ｍ，最厚24.6ｍ（C15-157井附近），最薄0ｍ（14-G155井尖灭），在断块中部油层最为发育，厚度为15～20ｍ。该块油藏为厚层块状边底水油藏，原始油水界面约-1780ｍ。1.1.5　流体性质该块原油原油粘度758ｍPａ.ｓ（50℃），平均密度0.9726g/cm3（20 ℃ ），凝固点0℃未凝，胶质+沥清质24.4%，含蜡4.34%；地层水型NaHCO3，总矿化度1630mg/L ，HCO3-含量743mg/L。1.2开发简况该块于1986年1月投入试采，1987年采用300m正方形井网投入开发，1991年进行井网加密调整，形成200m左右不规则井网，2000年6月转入注水开发，注入水水源为常温的表层水,2001年6月开始周期注水，2007年开始连续深部调驱。截止到2009年12月，断块投产油井14口，开井11口，日产液188 t，日产油45t、综合含水76.6%，采油速度0.43%，累积采油30.1651×104 t，采出程度8.43%。投转注水井4口，开4口，日注水120m3，月注采比0.67，累积注水23.3168×104 m3，累计注采比0.27，累计亏空61.85×104 m3。2常规注水存在主要问题及原因断块转入常规注水开发后，表现出以下生产特点:油井见效快，见效后含水上升快。注水开发两个月后，多数油井相继见效，断块日产油由17t上升到30t，综合含水由71.7%降至62.1%，平均液面由1373m上升到1149m，但见效时间短，注水3个月后，断块综合含水由见效初期的62.1%上升到82.4%。如：C15-156井组，C15-156井注水一周后，C15-157井即有见效反应，但是见效仅一个月后含水由36.4%上升到46.1%，动液面也由1411m上升至1122m。 图3 C15-156井与C15-157井见效曲线分析含水上升快的主要原因:一是正韵律厚油层非均质性严重。储层下部渗透率明显好于上部(下部渗透率为924.1×10-3μm2,上部渗透率为29.5×10-3μm2,渗透率级差达31倍)。二是油水粘度比大。该块地下原油粘度为417mpa.s,油水粘度比达834。受上述两方面因素影响,注入水沿油层底部突进,导致油井含水上升快。转注6个月后,地层水矿化度由2118.52mg/L下降到1621.9 mg/L,说明注入水己窜至油井井底,并形成无效注水通道；注水井所测的吸水剖面表明,油层下部吸水量占全井吸水量的70%以上；油井含油饱和度测试资料表明油层底部剩余油饱和度为48.87%，顶部23.74%。由上述分析进一步证明由于储层非均质和油水粘度比大导致油井含水上升快。XX块吸水剖面测试图3．调整注水结构的成功做法及效果3.1开展周期注水，打破稳定渗流场，调整平面注水结构3.1.1周期注水可行性研究周期注水也称为脉冲注水，其驱油机理是周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定渗流场，使流体在地层中不断重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，