水驱砂岩油田开发后期注采结构调整实践与探索

河南油田东部的稀油区油田（均为普通黑油油藏）为砂岩油田，至１９９７年１０月含水率高达９０．５１％，处于开发后期。由于１９８６年以来重视注采结构的综合调整，１９９６年底核实稀油区水驱采收率为４１．９％，其中的双河油田（主力油田）为４５．５％，调整效果显著。在注水结构调整中，控制超注区域和层段的注水量，提高欠注区域和层段的注水量。井网调整的具体做法是：小区块、小开发单元注水由边外向边内转移；面积较大单元由集中注水向分散注水转移；高含水井注水由主力层向非主力层转移；厚油层由分层注水向分段注水转移。缩小吸水剖面和产液剖面的差异性才能提高存水率，矿场注水结构调整的具体做法是：对储集层物性不同的油田采用分压力、分水质注水；厚油层利用层内夹层细分层段注水，对这样仍达不到配注要求的层段，分层改造后注水。在产液结构调整中，每年对低效、无效油井进行补孔、堵水、转换层系和关井等综合治理，减少平面干扰；厚油层细分成最小流动单元或渗流单元开采，减少层内纵向干扰；产油层细分改造；根据油层的沉积亚相，采取不同的提液对策。砂岩油田水驱开发后期注采结构调整是难度很大的长期工作，要有长期目标和短期运行方案，不断总结、不断调整。表１参４（郭海莉