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【摘要】A井区侏罗系齐古组油藏不同砂层组储层类型和分布特征差异大，储层非均质性强，油藏类型为岩性-构造油藏。由于储层物性差异大、强水敏，进行了前期试注工作，取得注水参数后，全面投注，实现了当年开发、当年投注。注水开发一年多以来，区块日产油量上升41吨，油井全面见效，各项开采指标得到改善，个别井由于储层物性差或受封闭断层遮挡等地质条件的影响，注水受效不明显。本文对注水见效特征进行了分析，结合储层的沉积相、物性等特征开展研究，找出影响注水的因素。提出了下步注水调控的原则，确定后续配注和改造措施，为油藏的稳产提供了保证。
【关键词】储层非均质性；试注；注水见效；注水调控
注水开发是目前油田开发最常用的开发方式，合理的注水开发能大幅提高采油速度和采收率。注水开发一段时间后，见效分析十分重要，是下步注水调控的关键。对油藏地质条件的认识是合理高效开发油田的前提，从构造、沉积、储层和油藏类型各个方面分析油藏地质特征，分析其对注水开发的影响，能很好指导后续配注，提供可行的方案和措施。
1 注水见效情况
自A井区齐古组油藏投入注水开发后整体见效快，平均见效时间76天，J3q2由于物性相对较好，见效比例较J3q3高，见效时间较J3q3短。注水受效方向整体顺着河道主流线方向，由西向东见效。
1.1 日产油上升41吨，油井全面见效
注水开发后产量明显上升，区块日产油由132吨上升至173吨，单井日产油量由2010年12月的7.0吨上升到2011年12月的9.0吨。投产初期北部产量好于南部，注水井投注后，受注水影响，南部见效较快，产量明显上升，平面上好于北部。主要是由于北部发育J3q3层，但连通性较差，南部主要发育J3q2，储层物性好、见效快。含水从16%到21%，上升了5%，油藏西南部构造高部位波动不大，含水上升率由2010年0.8%上升至2011年2.6%。从含水率与采出程度关系曲线也可以看出，与同类油藏车2井区对比，开发形势较好。
根据每口单井的不同生产反映，将受效油井分为4种类型，即液量大幅上升、含水稳定；液量上升幅度小、含水稳定；液量平稳或小幅上升、含水上升；未见效井。
从剖面上看，射开J3q2的井除1口未见效外，其余井全部都属于见效较好的类型。射开J3q3层的井，除了与J3q2合采的井以外，都属于未见效或见效较差的类型。
从平面上看，见效较好的井主要分布在油藏中部偏南，即古河道主流线区域，见效较差的井主要分布在油藏北部非主流线相带。
1.2 地层能量上升
注水受效后，全区流压出现上升趋势，由投注前的18.4MPa上升至2012年1月的19.2MPa。油藏南部流压明显上升，由投注前平均16.5MPa上升至2012年初的18.4MPa，油藏北部流压略有下降，由投注前的平均20.2MPa下降至2012年1月的19.8MPa。油藏东部未注水的K1q流压下降最为明显，由投注前的19.5MPa下降至15.4Mpa。
2011年下半年地层压力为21.4MPa，压力保持程度为93.9%。平均动液面由投注前的1667m上升至2012年初的1261m，上升了406m，上升区域主要集中在生产J3q2层油井区域。原油脱气量下降，气油比在投入注水开发后发生明显下降，下降幅度大于30%。
2 注水见效控制因素分析
通过对A井区单井注水受效类型及分布规律的分析研究发现，A井区油井见效特征受以下几方面因素控制。
2.1 构造
A井区齐古组井区发育多条北西-南东延伸的正断裂。在注水井投注后，油藏最北部油井H6003井迟迟未见效，分析发现油水井之间存在断裂遮挡，使得注水未受效；油藏中部生产J3q3层油井H6024井在注水井投注9个月后未见效。与其相邻的三口注水井投注初期只有位于其东部构造低部位注水井和北部的注水井射开J3q3层注水，但是H6024井北部发育一条东西走向正断裂，遮挡了北部受效方向，该井只受位于其构造低部位的注水井影响，因此受效情况较差。通过一系列类似动态反应分析发现，A井区发育断裂均起遮挡作用，影响注水效果。
2.2 沉积相
沉积条件不仅控制砂体微相，而且控制着砂岩的岩石结构。通过对研究区内大量岩心样品物性实测资料的分析得出：在同一沉积体系中，对于分选较好的砂岩，碎屑颗粒直径越大则粒间孔隙越大，其物性就越好。从注水效果上看，所处沉积相带的位置是影响注水见效情况分布的因素之一。对不同微相砂体的物性变化规律进行了详细研究后发现，齐古组J3q2与J3q3储层砂体按微相分为两大类，第一类为辫状河三角洲分流河道、心滩，这些砂体物性普遍较好；第二类为分流间湾，此类砂体的物性一般较差。J3q2、J3q3层见效情况较好的油井中，多数井处于第一类沉积范围内，河道主流线区域，并且油层厚度较大，连通性好。见效情况较差的井多数处于第二类沉积范围内，即分流间湾附近。
2.3 储层性质
A井区齐古组油藏孔隙类型多样，J3q1、J3q2储层孔径中等偏大，喉道较粗，孔喉分选较好，渗透率较高，连通性较好。J3q3储层孔隙结构特征是孔小喉细，渗透率低，整个储层非均质性大。通过分析，见效较好的油井都是打开J3q2层生产的井。未见效及见效较差油井多数为生产J3q3层井，只有1口J3q2层处于河道间湾附近的井未见效，J3q3层储层砂岩粒径大小不一、普遍含塑性岩屑，这些不仅使原始孔渗条件差，而且导致压实作用强、溶蚀作用的建设性作用小，使得注水受效情况较差。
3 注水调控对策
根据注水受效类型在剖面及平面分布规律，结合对储层的认识，合理指导下步注水调控工作。认为在剖面上，受效较好的J3q2层为延长无水采油期应平衡注水，受效较差的J3q3层加强注水；在平面上，油藏中部平衡注水，西南、东北部非主流线区域加强注水；在沉积相带分布情况上，主流线区域调向注水，非主流线相带提注引效。
针对断裂遮挡影响注水效果实施了一系列调控措施。油藏北部断裂形成的小型断块，实施断块内油井转注，增加断块内未见效油井的受效方向。针对油藏中部断裂影响注水效果的H6024井，实施相邻注水井补层分注措施，增加其受效方向。调控措施实施后，水驱储量控制程度增加，注水效果得到改善，前期未见效井陆续见效。
4 结论
（1）齐古组油藏在三套砂层组中均发育油层，J3q1、J3q2储层孔喉较大、连通性较好，J3q3储层孔小喉细，渗透率低，整个储层非均质性强，储层具有强水敏、强酸敏特征。
（2）全面注水前开展试注，录取了相关资料，计算合理注水参数，为配注提供了依据。
（3）A井区投产后实现了当年投注，并及时进行了分注，平均见效时间76天，整体注水见效较好，产量上升。由于A井区孔隙类型多样，J3q1、J3q2、J3q3层储层物性差异较大，同时受沉积相影响，注水见效平、剖面上存在差异。
（4）针对未见效井、见效差井，注水井分注提级与选层酸化相结合，解决层间矛盾。
参考文献
[1] 胡宗全.准噶尔盆地西北缘车排子地区油气成藏模式[J].断块油气田，2004，（01）
[2] 史建南.准噶尔盆地2井区油气成藏机理[J].吉林大学学报（地球科学版），2007，（03）
【关键词】储层非均质性；试注；注水见效；注水调控
注水开发是目前油田开发最常用的开发方式，合理的注水开发能大幅提高采油速度和采收率。注水开发一段时间后，见效分析十分重要，是下步注水调控的关键。对油藏地质条件的认识是合理高效开发油田的前提，从构造、沉积、储层和油藏类型各个方面分析油藏地质特征，分析其对注水开发的影响，能很好指导后续配注，提供可行的方案和措施。
1 注水见效情况
自A井区齐古组油藏投入注水开发后整体见效快，平均见效时间76天，J3q2由于物性相对较好，见效比例较J3q3高，见效时间较J3q3短。注水受效方向整体顺着河道主流线方向，由西向东见效。
1.1 日产油上升41吨，油井全面见效
注水开发后产量明显上升，区块日产油由132吨上升至173吨，单井日产油量由2010年12月的7.0吨上升到2011年12月的9.0吨。投产初期北部产量好于南部，注水井投注后，受注水影响，南部见效较快，产量明显上升，平面上好于北部。主要是由于北部发育J3q3层，但连通性较差，南部主要发育J3q2，储层物性好、见效快。含水从16%到21%，上升了5%，油藏西南部构造高部位波动不大，含水上升率由2010年0.8%上升至2011年2.6%。从含水率与采出程度关系曲线也可以看出，与同类油藏车2井区对比，开发形势较好。
根据每口单井的不同生产反映，将受效油井分为4种类型，即液量大幅上升、含水稳定；液量上升幅度小、含水稳定；液量平稳或小幅上升、含水上升；未见效井。
从剖面上看，射开J3q2的井除1口未见效外，其余井全部都属于见效较好的类型。射开J3q3层的井，除了与J3q2合采的井以外，都属于未见效或见效较差的类型。
从平面上看，见效较好的井主要分布在油藏中部偏南，即古河道主流线区域，见效较差的井主要分布在油藏北部非主流线相带。
1.2 地层能量上升
注水受效后，全区流压出现上升趋势，由投注前的18.4MPa上升至2012年1月的19.2MPa。油藏南部流压明显上升，由投注前平均16.5MPa上升至2012年初的18.4MPa，油藏北部流压略有下降，由投注前的平均20.2MPa下降至2012年1月的19.8MPa。油藏东部未注水的K1q流压下降最为明显，由投注前的19.5MPa下降至15.4Mpa。
2011年下半年地层压力为21.4MPa，压力保持程度为93.9%。平均动液面由投注前的1667m上升至2012年初的1261m，上升了406m，上升区域主要集中在生产J3q2层油井区域。原油脱气量下降，气油比在投入注水开发后发生明显下降，下降幅度大于30%。
2 注水见效控制因素分析
通过对A井区单井注水受效类型及分布规律的分析研究发现，A井区油井见效特征受以下几方面因素控制。
2.1 构造
A井区齐古组井区发育多条北西-南东延伸的正断裂。在注水井投注后，油藏最北部油井H6003井迟迟未见效，分析发现油水井之间存在断裂遮挡，使得注水未受效；油藏中部生产J3q3层油井H6024井在注水井投注9个月后未见效。与其相邻的三口注水井投注初期只有位于其东部构造低部位注水井和北部的注水井射开J3q3层注水，但是H6024井北部发育一条东西走向正断裂，遮挡了北部受效方向，该井只受位于其构造低部位的注水井影响，因此受效情况较差。通过一系列类似动态反应分析发现，A井区发育断裂均起遮挡作用，影响注水效果。
2.2 沉积相
沉积条件不仅控制砂体微相，而且控制着砂岩的岩石结构。通过对研究区内大量岩心样品物性实测资料的分析得出：在同一沉积体系中，对于分选较好的砂岩，碎屑颗粒直径越大则粒间孔隙越大，其物性就越好。从注水效果上看，所处沉积相带的位置是影响注水见效情况分布的因素之一。对不同微相砂体的物性变化规律进行了详细研究后发现，齐古组J3q2与J3q3储层砂体按微相分为两大类，第一类为辫状河三角洲分流河道、心滩，这些砂体物性普遍较好；第二类为分流间湾，此类砂体的物性一般较差。J3q2、J3q3层见效情况较好的油井中，多数井处于第一类沉积范围内，河道主流线区域，并且油层厚度较大，连通性好。见效情况较差的井多数处于第二类沉积范围内，即分流间湾附近。
2.3 储层性质
A井区齐古组油藏孔隙类型多样，J3q1、J3q2储层孔径中等偏大，喉道较粗，孔喉分选较好，渗透率较高，连通性较好。J3q3储层孔隙结构特征是孔小喉细，渗透率低，整个储层非均质性大。通过分析，见效较好的油井都是打开J3q2层生产的井。未见效及见效较差油井多数为生产J3q3层井，只有1口J3q2层处于河道间湾附近的井未见效，J3q3层储层砂岩粒径大小不一、普遍含塑性岩屑，这些不仅使原始孔渗条件差，而且导致压实作用强、溶蚀作用的建设性作用小，使得注水受效情况较差。
3 注水调控对策
根据注水受效类型在剖面及平面分布规律，结合对储层的认识，合理指导下步注水调控工作。认为在剖面上，受效较好的J3q2层为延长无水采油期应平衡注水，受效较差的J3q3层加强注水；在平面上，油藏中部平衡注水，西南、东北部非主流线区域加强注水；在沉积相带分布情况上，主流线区域调向注水，非主流线相带提注引效。
针对断裂遮挡影响注水效果实施了一系列调控措施。油藏北部断裂形成的小型断块，实施断块内油井转注，增加断块内未见效油井的受效方向。针对油藏中部断裂影响注水效果的H6024井，实施相邻注水井补层分注措施，增加其受效方向。调控措施实施后，水驱储量控制程度增加，注水效果得到改善，前期未见效井陆续见效。
4 结论
（1）齐古组油藏在三套砂层组中均发育油层，J3q1、J3q2储层孔喉较大、连通性较好，J3q3储层孔小喉细，渗透率低，整个储层非均质性强，储层具有强水敏、强酸敏特征。
（2）全面注水前开展试注，录取了相关资料，计算合理注水参数，为配注提供了依据。
（3）A井区投产后实现了当年投注，并及时进行了分注，平均见效时间76天，整体注水见效较好，产量上升。由于A井区孔隙类型多样，J3q1、J3q2、J3q3层储层物性差异较大，同时受沉积相影响，注水见效平、剖面上存在差异。
（4）针对未见效井、见效差井，注水井分注提级与选层酸化相结合，解决层间矛盾。
参考文献
[1] 胡宗全.准噶尔盆地西北缘车排子地区油气成藏模式[J].断块油气田，2004，（01）
[2] 史建南.准噶尔盆地2井区油气成藏机理[J].吉林大学学报（地球科学版），2007，（03）