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结合油藏地质特征，探索潜山注水新途径
努力实现沈625潜山注水开发
采油作业四区
2005年12月
一、区块概况
沈625潜山构造上位于大民屯凹陷静安堡断裂构造带西侧与前进断裂半背斜构造带北沿交汇处，北西以断层为界与安福屯洼陷相邻。目的层为中上元古界地层，主要出油层为中上元古界的碳酸盐岩，岩性以白云岩和石英岩为主，太古界混合花岗岩地层出油性较差。油藏类型为裂缝型块状油藏。该油藏探明含油面积8.49km2，地质储量1610×104t，可采储量253.6×104t。
潜山原油性质属于高凝油，其中沈229块原油密度0.8463g/cm3，原油粘度（100℃）30.28mPa.s，凝固点45℃，含蜡量40.8%，胶质+沥青质为10%；沈625块原油密度0.863g/cm3，原油粘度（50℃）22.7mPa.s，凝固点44℃，含蜡量33.97%，胶质+沥青质为10%。
截止2005年11月，沈625潜山油井总数63口，开井54口（包括捞油井和间抽井），日产油601t，综合含水2.0%。，区块累计产油76.3×104t，其中2005年年产油18.8×104t。采油速度1.30％，采出程度4.74％。油藏目前处于试注开采阶段。
注水井5口，开井4口，日注水440m3，累积注水42642 m3。
二、注水存在问题
1、油藏地质条件复杂。沈625潜山是具有双重介质属性的裂缝性潜山油藏，同时具有层状和块状的特点，非均质性强，注水水驱过程控制难度大，注水受效具有局限性。
2、开采方式复杂。潜山已经投产4口水平井，下步将再投产4口井，这种直井水平井共存的开发方式，给区块的合理注采比、合理采液速度的制定，增加了难度。同时电泵、抽油机并存，加剧了平面上采液强度不均衡。
3、递减加快。由于水平井、电泵井等高产井的强采，在一定程度上加快了其它井的递减，从而使转注的紧迫性日益增强。
正是依据上述油藏地质特点、油水井生产现状以及矿场开发规律，我们对沈625潜山的注水途径进行了探讨，以底部注水为总体原则，以直井注水而水平井采油为新的途径，首先实施了区块主体部位的转注试验，目的是从区块主体部位、区块开发矛盾突出的部位入手，开始试验补充能量。补充能量后，紧紧跟踪井组动态变化，总结分析了“直井注水水平井采油”、“无边底水的底部注水上部采采油”、“依托边底水注水上部采油”等油水井的试注特征，为下一步实现全面注水开发积累了经验。
三、试注开发特征及效果分析
1、试注途径探索
在选择优先试注的井点时，主要考虑了三个方向：一是依托边底水的底部注水，选择的试注井为沈625-18-28井；二是无边底水的区块主体部位的底部注水，选择的试注井位沈625-12-24井；三是直井注而水平井采的底部注水，选择的试注井为沈625-16-20和沈625-20-16井。试注方向确定后，重点依据流动单元的特点，结合静北潜山的注水开发经验进行了试注，并在试注时坚持了“先小配注量，后逐步上调，井组注采比略高于区块整体注采比后稳定注水”的动态调配注原则。
2、试注井注水特征分析
（1）注水井初期起压，最高达20Mpa，但很快出现压力波动，随着注水时间延长，其压力开始稳定上升。如沈625-16-20、沈625-12-24。这反映了注水通道逐渐被打开后，注入水稳定推进的过程。
（2）个别注水井不起压。如沈625-18-
28、沈625-20-16等。这说明一是地层亏空大，注入水难以在短时间内填补亏空；二是储层物性好，注入水推进阻力小。
（3）从现场统计情况看：注入量的大小与流速成正比，瞬时量越大，其入井后流速越快；同时，流速越快，吸水能力先上升后下降，表明超过一个临界值后吸水能力反到下降，油压上升，若此时关井，压力扩散较快。由此得出结论为：配注量的选择既要考虑亏空，又要考虑吸水能力。
3、见效情况分析
目前注水的4口井3个井组均见到明显的效果，3个井组对应18口油井，11口油井见效，注水井组均为多向水驱，水驱井数比例为61.1％，见效方向基本与区块的主裂缝发育方向（NE向）一致，累积增油1310t，而
且增油的同时并未见到水淹和水窜，特别是直井注水而水平井采油这种开发模式的探索，也已经看到了初步效果。下面重点分析这些井组的见效情况。
（1）依托边底水的底部注水的沈625-18-28井组：对应油井5口，全部见到注水效果，累积增油775t。
该井组在注水6天/累积注水502m3后，沈625-16-30首先见到注水反映，之后其余井陆续见到注水效果，见到注水效果最慢的是沈625-18-26井，它是在132天/累积注水12083 m3之后见效的。平均在69天/累积注水5930 m3后见效。
该井组见效井的见效特征为产量和液面稳定上升，井组日产油从68.2t上升到73.2t，平均液面从2067m上升到2063m，上升4m。
该井组的平稳见效与依托于边底水注水关系密切。
（2）无边底水的区块主体部位的底部注水的沈625-12-24井组：对应油井8口，有4口油井见到注水效果，累积增油249t。
该井组是在注水8天/累积注水630 m3后见效的，见效油井沈625-12-26，最后一个见效的是沈625-平井，见效时间和注水量分别为70天/5225 m3。平均在33天/累积注水2449 m3后见效。
该井组见效井的见效特征为部分井见效，见效井效果出现波动，而且沈625-14-26井的见效比较突然，但同时势头较强劲。井组日产油从36.5t上升到46t，见效井的平均液面从2196m上升到2140m，上升56m。
（3）直井注而水平井采的底部注水的沈625-16-20/沈625-20-16井组：对应油井5口，有2口油井见到注水效果，累积增油286t。该井组注水17天/752 m3水后平1率先见效，沈625井的见效在注水50天/2778 m3水后。两口见效井平均见效时间34天，日产油从69t上升到74t，
