1 油田概况

S油田是渤海典型的重质稠油油田，地质储量上亿吨。油田属于河湖相三角洲沉积，油田范围内主要发育三角洲前缘亚相，储层的沉积微相类型主要包括三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝等。油田属于受构造控制的多层砂岩油藏，油田储层发育，物性较好，孔隙度平均为32%，渗透率平均为2 000×10^-3μm²，属于高孔高渗油田，具有原油黏度大、储层发育、大段多小层笼统防砂注采方式及油藏非均质性严重等特点。并且油田的天然能量较弱，采取注水开发将是其必经之路。

2 油田注水开发中存在的问题

（1）油田早期注入水主要为海水，采用杀菌、除氧及过滤后的海水来满足地层注入要求。但由于海水含盐量高和脱氧不彻底，导致管线和油管腐蚀，进一步引起地层堵塞，同时海水与地层水不配伍，引起油井附近地层和井筒结垢严重。

（2）同时也存在平台电站供电不足，油田停注水或者少注水，导致油田地层压力下降，生产气油比上升，地层供液能力不足。油田产量出现明显递减，之后产量一直在低谷徘徊。

（3）油田全面投产后，采用馆陶组地层水注入地层，与地层水化学配伍性好，但由于存在硫酸盐还原菌，引起管线和油管腐蚀而堵塞地层。注水水源不足及注水水质未能满足油藏需求，从而造成地层压力下降、含水率上升和油层在近井地带的堵塞。

（4）随着油田开发生产的深入，平面矛盾、层间矛盾也逐渐显露出来。

3 优化注水的研究及应用

为扭转S油田地层能量不断下降的趋势，实现恢复压力、稳油控水的目标，开发研究人员做了大量研究分析，以“注够水”为出发点，找出问题关键所在，并提出了解决问题的可行性方案。

3.1 合理地层压力保持水平研究

在“注够水、注好水”的思想指导下，S油田开展了加强注水工作，油田各个区块地层压力都有不同程度的恢复。但油田地层压力恢复到多少才算合理，是不是越高越好，还是存在一个合理的范围？关于注水开发最优地层压力保持水平，国内外一直有较大的争议，有些学者认为地层压力应保持在饱和压力附近，也有学者认为应保持在饱和压力以上^[1]。为了进一步寻找到开发方案实施后油田最佳的转注时机，开发研究人员进行了油田非连续相溶解气驱油机理和数据模拟的研究^[2]。通过室内实验、油藏工程方法和数值模拟三种方法研究认为，S油田原油饱和压力在12.3 MPa左右，地层压力在11~ 12 MPa是最佳的注水时机。因此，根据对注水时机的研究结论及油田的实际生产情况，从油田高部位向低部位陆续转注，及时转注补充地层能量不但能弥补转注产量损失，而且大幅减缓油田地层压力递减。S油田通过逐年分批转注水井，使油田的注水能力大大提升，从而使地层能量得到了很好的补充，有效地减缓了油田产量递减。

另外，补充地层亏空注采比优选是寻找最优注采比恢复地层压力的重要手段，注采比是注水井配注水量的关键，它的确定取决于油田目前的生产状况。根据水驱含气原油实验研究的结果，在低于饱和压力11.1 MPa压力下注水得到的采出程度最高（图 1），该压力在自由气平衡压力点以上无气锁发生，并在精细地质建模和历史拟合的基础上，确定了1.1的注采比最终采出程度较高，含水上升速度相对较慢，存水率比较高，水驱效果最好（图 2）。

3.2 提高注水量的研究与应用

在合理地层压力保持水平研究成果的基础上，确定了S油田开发技术政策为“恢复能量，稳油控水”，其核心是突出注水工作，解决“注够水、注好水”的问题。首先是“注够水”，使注水量满足油田注水实施方案的要求。针对该油田注水水源不足和注水井吸水能力下降两个影响注水量的主要因素，采取了以下措施：

3.2.1 污水处理流程优化改造

清污混注即将处理后的生产污水和水源井产出的地下水混合作为注入水。为解决两种水的配伍性，开发人员采用了“高纯二氧化氯污水处理新工艺”技术，使S油田污水得以回注，缓解了油田注水水源不足的瓶颈。但随着该油田产液量与注水量不断上升的需求，原油系统和污水处理系统面临着油水关系复杂、污水水质不理想、系统处理能力低、下游处理负荷大等难题。基于技术集成和方法整合的研究思路，不拘于常规技术与方法，S油田通过设备改造、技术创新、流程优化、药剂应用等多种方法相结合共同实施，相互配合，再通过油田现场管理人员的精细化操作，逐步开展污水流程优化的研究和实施方案。在提高了稠油油田脱水效率的同时，生产污水处理能力和效果得到大幅度提高，注水水质得到明显改善。

3.2.2 增加在线注水泵，提高注入能力和注水时率

S油田投产早期，注水系统按照配注量设计单泵运行可满足注水要求，随着油田开发的深入，油井含水量开始上升，油田的产液量开始逐年增加。为满足油田注采比的要求，油田的注水量也不断增加，根据油藏配注需求需启用两台或三台注水泵才能满足各平台的配注要求，从而导致各平台单泵运行已经不能满足配注量的要求。为了保证S油田注水能力和注水时率，满足油田的注水需求，开展了大量的现场调研及讨论，提出了为井口平台增加在线备用注水泵的方案，其优点为可以减少离线备用注水泵和电机的数量，同时在双泵运行模式下，单台泵故障检修和停运维保时，不会对注水量造成影响，提高了平台注水时率。目前S油田各平台均完成了新增在线注水泵的工作，成功实现了多泵运行，大大提高了各平台的注水时率和日注入能力，初步估算新增在线注水泵后每年可增加注水200×10⁴m³，为油田的“注够水”战略需求奠定了基础。

3.2.3 注水井解堵

注水井吸水能力变差是S油田未注够水的另外一个重要原因。注水井吸水能力变差与油层伤害有关，导致S油田的油层伤害原因归纳起来有三种：（1）在注水过程中，由于注入水与地层流体的相容性差，则在地层中形成无机盐垢，形成了近井地带及油层的堵塞；（2）在注水过程中，因储层岩石与注入流体接触后，岩石中的黏土矿物发生水化、膨胀、分散脱落、运移而堵塞孔隙喉道，造成油层伤害；（3）由于注水井防砂管柱的特有结构，无法对油层井段进行定期维护洗井，因而井下水质得不到改善，导致近井地带的储层伤害^[3]。

通过对注水井堵塞机理的分析，开发人员研制采用有机无机复合解堵配方，并完善了注水井解堵工艺技术。近几年，S油田累计进行了200余井次的水井解堵，平均每口井酸化解堵后注入压力下降4.5 MPa左右，单井日注入量平均增加340 m³。

3.3 分层配注研究及应用

在油田注水开发过程中，如果油层厚度大、射开层位多、非均质性严重，往往就造成注入水沿高渗透层指进，注水波及体积减小，水驱效果降低等一系列问题。尤其是非均质性突出的稠油油田，注入水指进现象更严重，最终影响油田注水开发效果。为避免注入水沿高渗透层窜流导致油井过早水淹，要根据注水井各层吸水情况进行分层配注，以确保注入水在各层段均匀推进^[4]。在“注够水”研究的基础上进行“注好水”研究，寻找最优的注水方法和最合理的配注量^[5]。

（1）以注水井组为单元编制分层配注方案。

首先，根据注水井周边油井不同产层的开采动态和注采平衡关系量化注水井各注水层段的注水指标；其次，根据注水井各个层段的实际吸水能力，将注水层段划分为平衡层（满足注、采平衡要求的层）、限制层（吸水能力超过注水指标的层）和加强层（吸水能力低于注水指标的层）。限制层是要求分层配注进行控制注水层段，加强层是要求采取措施进行增注的层段。例如以S油田D19井为例（表 1），从吸水剖面测试上可以看出该井层间差异大，注入水在纵向上单层突进非常严重，需要对该井实施分层调配，对第一段采取注水控制，而对第二段需要通过分层酸化的措施，增加该层的注入量。

（2）分层配注工艺技术的应用。

根据S油田注水井实施方案研究表明，注水井分层（段）注水是改善开发效果的关键。但是该油田注水井具有先期防砂、井斜大、单层注入量高的特点，国内外油田现有的分层配注技术均不适合。为实现注水井分层配注，采油工程技术人员自主研发出“一投三分分层配注技术”、“空心集成细分注水技术”以及“地面多管分注技术”，解决了该油田大斜度防砂注水井分层注水的难题。在注水井管柱上形成了以空心集成分注工艺为主，解决大段分层注水矛盾，并结合分层酸化、暂堵酸化技术满足各层段配注要求；同时以深部调剖技术、层内生成CO₂调驱技术和氮气泡沫细分注水工艺技术解决同一防砂段内小层分层注水矛盾，提高了S油田注水井分注率及分注合格率，满足油藏注水要求，达到“注够水、注好水、精细注水”目的。

4 结论与认识

（1）通过这一系列的研究和应用，S油田取得了较好的开发效果。与类似油田相比，含水70%左右时，采出程度比类似油田高出3.5%左右。从含水上升率的变化规律来看，S油田的含水上升率保持在5%以下，尤其是近两年含水上升率更是急速下降，含水得到了很好的控制。油田年自然递减率从13.2%下降至7.1%，尤其是通过老区加密综合调整后，进一步改善了油田的开发效果，连续4年油田实现负递减，取得了很好的经济效益。

（2）S油田坚持以“恢复压力、稳油控水”为核心，以“注够水、注好水”为主线，通过及时认识和把握各开发阶段的特点，因时因地制宜，有针对性地采取经济而又有效的措施，做好各平台的注水、治水工作，同时进一步提高员工对“注水管理”重要性的认识，使油藏管理和各种增产增注挖潜工艺措施紧密结合，形成适应该油田地质油藏特点与开发特点的增产增注挖潜提高采收率技术。