吉林红岗油田发展注水技术实现高效开发纪实

　　[中国石油报2011年9月7日]截至8月30日，吉林油田红岗采油厂原油日产达到1400吨，比年初增产120吨，在增产水平线上运行。是什么原因使综合含水率高达90.2%的老油田保持如此旺盛的生命力？宏观注水科学合理、微观注水适时精细，为实现红岗油田高效开发功不可没。
　　精细描述夯实注水基础
　　红岗油田1961年发现，1974年全面投入注水开发，经过近40年注水开发实践，形成了针对不同开发阶段特点的系列注水技术，达到水驱采收率45%以上的高效开发水平。曾四次荣获集团公司"高效开发油田"称号，被评为中国石油系统"油田高产稳产典型"、"提高采收率典型油田"的吉林红岗油田高效开发史，就是注水技术不断进步和完善创新的历史。
　　红岗油田萨尔图油藏含油面积49.4平方公里，储层单层厚度薄，平均1.2米，含水率超过90%，采出程度达到41%，采收率接近50%。红岗科研人员运用不断进步的油藏研究方法，使油藏本质认识更加清晰准确，指导着开发过程中注水技术的形成、发展与完善。
　　依据早期的油藏研究成果，红岗油田明确了萨尔图油藏实施早期注水开发的技术政策；后续又根据各个时期的开发特点和暴露出的矛盾，开展了多次深入油藏研究，为持续搞好有效注水奠定了基础。
　　科研人员依据动静态资料识别不同开发阶段的主力出油层，确定的主力出油层连通好、分布面积大，占全油田含油面积50%以上；厚度大、储量多，占油田总储量25%以上。同时，定期重新划分判定主力层、接替层、差层，随着注采状况的变化，主力出油层也随之变化。他们运用以沉积微相研究为重点的储层精细描述，开展了剩余油分布规律研究，最终形成了10种剩余油富集模式，有效地指导了注水模式调整。
　　优化井网实现最大采收率
　　合理注采井网是在精细油藏描述基础上，针对本油田的油藏特征，为建立有效的驱替系统，获得较高水驱储量控制程度，不断优化调整油水井配置关系，实现最大经济采收率。红岗油田投入开发后，针对各个阶段暴露出的主要矛盾，开展了两次注采井网优化调整。
　　针对井网井距过大、产量递减加快等问题，上世纪七八十年代，红岗油田完成了一次井网调整，井距为425米反九点井网，水驱效果明显改善。
　　由此，红岗油田水驱储量动用程度由81.2%提高到85.8%；水驱控制程度由91.6%提高到98.6%；采油速度由1.5%提高到1.9%；年产油量从35万吨提高到45万吨以上，并实现了连续稳产10年以上。油田水驱可采储量增加221万吨，采收率由28.5%提高到35.38%。
　　红岗油田针对不同开发阶段的特点和主要矛盾，对注水时机、注水方式、注采比、转注时机、注水层段等进行科学优化，从而控制含水率上升，降低产量递减率，实现最佳采油速度和最大采收率，并在开发初期、中含水、高含水等不同时期采取不同注水政策，指导科学开发。如在开发初期，确定的"早注分注、强化驱替"注水技术政策，以"均衡注水"调控思想为主，使主力层注水获得较高产能，注采比由1.2提高到1.5以上，地层压力恢复速度0.3兆帕/年，阶段地质储量采出程度达到11.6%。
　　把握核心精细调控
　　随着红岗油田进入高含水开发期，井距、排距不断缩小，注采时间已经缩短至3个月以内，特高含水期更加敏感，已缩短至1个月以内。技术人员针对这种情况，采取"分层定量配水"、"注采综合调控"、"周期注水"的微观注水调控措施，进行精细注水调控，缓解不断出现的注采矛盾，持续提高水驱采收率。
　　经过近20年的研究攻关，红岗油田形成了长周期间注、脉冲、层排轮注、复合、间注间采、大规模变周期6种适合本油区特点的成熟注水技术，实现了长期高效稳产。
　　通过不断的完善创新和发展，红岗油田形成了独特而实用的精细注水系列技术，保持了较好的地层压力水平，有效控制了含水率上升，水驱采收率达到48%，储量措施率始终保持在1以上，地层压力始终保持在饱和压力附近，水驱采收率逐步增加，达到近50%，各个开发阶段采收率不断提高。