2024, Vol. 36
2. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206
2. Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute, Beijing 102206, China
断块油藏普遍具有构造复杂、纵向含油小层多、含油面积小、形态多样和地层倾角大等特点，导致其难以形成完善、规则的注采井网系统[1-5]，且在矿场开发实践中也无法像整装油藏一样采用变井网（如面积井网变排状井网、注采井别转换等）的方式去调整注采流线[6-8]，实现扩大波及系数，增加驱油效率，进而达到大幅提高原油采收率的目的。因此，水驱开发后期的断块油藏往往存在流线固定，注入水无效或低效循环的开发问题[3]，出现剩余油主要富集在由非均质性引起的驱替盲区中的现象[9-12]；同时在生产上则表现为部分生产井水淹严重，而部分生产井能量得不到有效补充[13]，导致最终原油采收率低、经济效益差。针对断块油藏水驱开发后期流线固定、注入水无效循环、非均质剩余油驱替难度大及常规注采调整技术效果差等问题。已有学者研发了注采耦合的开发技术，即在不增加新井的基础上改变目前稳定的注采关系，通过油藏压力发生变化（升高、降低）使流线变向，进而驱替剩余油的开发技术[3-5, 11, 14-15]。众多学者曾对注采耦合机理及其技术内涵进行了探索性研究，取得了一些有价值的成果与认识。如崔传智等[3, 11, 16]、王学忠等[17]基于渗流力学理论和油藏工程原理，利用物理模拟和油藏数值模拟方法探讨了注采耦合提高采收率的机理和开发技术，并以实际断块油藏为例开展了注采耦合开发技术优化研究，实现了剩余油挖潜目的；王建[18]利用油藏数值模拟研究了注采耦合技术提高采收率的机理，认为注采耦合技术改善断块油藏开发效果的主要原因在于“关闭注水井，避免注采井间形成流线，从而促使夹角区的剩余油得到充分动用”；邹桂丽等[19]利用油藏数值模拟方法对注采耦合开发油藏渗流场变化进行了研究，认为注水阶段增加非优势流场区域的压力，生产阶段非优势流场区域累积的高压释放会增加弱流场区域的驱替压力梯度，从而使非优势流场区域的剩余油得到有效驱替，进而提高原油采收率。王瑞[20-21]通过油藏数值模拟研究注采耦合驱油机制和技术政策时发现，注采耦合技术可以提高水驱波及系数约10%；赵北辰[22]通过室内实验模拟证实，注采耦合技术的主要驱油机理是通过改变注采井的注采技术参数与工作制度来调整油层压力梯度的变化，改变液流的运动方向，实现剩余油的有效驱替，从而提高原油的采收率。综上，以往认识与成果的研究方法手段均较为单一，多以油藏数值模拟技术为主，仅个别采用了室内物理模拟实验研究方法，此外，现有涉及注采耦合驱油机理和开发技术的研究成果与认识尚缺乏必要的理论推导验证，理论基础较为薄弱。
针对断块油藏水驱开发后期出现流线固定，注入水出现无效或低效循环的问题。以D断块油藏为研究对象，在渗流力学理论和油藏工程原理的指导下，利用理论推导、室内实验模拟和油藏数值模拟等手段，对注采耦合提高原油采收率机理进行研究，并研发断块油藏水驱后期针对性的注采耦合组合开发技术，以期对类似油藏水驱开发后期的规模效益开发提供理论与技术支持。
1 油藏地质及开发特征D断块油藏构造位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系东营弯窿构造与辛镇长轴背斜交汇处，北、东、西三侧被3条断层夹持，构造相对简单，西北高、东南低，地层倾角为10°~12°，东南方向存在边水，但水体能量不强（图 1）。研究区目的层段为古近系沙河街组沙二段3—6砂层组，含油小层为27个，油藏埋深为1 800~2 260 m，含油面积为1.09 km2，地质储量为185.7×104 t。目的层段整体上属于中高渗透储层，纵向上物性差异明显，渗透率极差为5，其中3砂层组渗透性好，平均渗透率为720 mD；其他砂层组渗透性相对较差，大多为200~450 mD。原始地层压力为20.63 MPa，饱和压力为8.09 MPa，地饱压差高达12.54 MPa。该断块油藏从1966年投入开发到目前，已经历了天然能量开发阶段、注水开发早期阶段、提液高速开发阶段、稳产阶段、产量递减阶段等5个开发阶段。目前，总采油井数为6口，开采油井数为6口，总注水井数为6口，开注水井数为4口，产液量为273 m3/d，产油量为19.2 t/d，综合含水率为93%，平均动液面为1 106 m，注水量为143 m3/d，月注采比为0.52，采油速度为0.24%，累计产油量为56.2×104 t，地质储量采出程度为30.1%。
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下载原图 图 1 渤海湾盆地东营凹陷D断块古近系沙河街组沙二段3砂组顶面构造图 Fig. 1 Top structure of the third sand group of the second member of Paleogene Shahejie Formation in D fault block, Dongying Sag, Bohai Bay Basin |
研究认为，D断块油藏当前开发主要存在以下问题：①层间干扰严重，纵向动用不均衡。目的层采用一套井网进行开发，2018年，XN1井SNP（碳氧比能谱）测井解释成果揭示，该井钻遇低水淹层及中水淹层总厚度达到55 m，占钻遇储层总厚度的74%。②平面动用不均衡。同样受X159注水井影响的2口生产井的SNP测井解释结果显示，XN18井低水淹层及中水淹层占比46.1%，明显高于NX108井的33.7%。③注采井网不完善，局部井网控制程度低，且该断块位于市区，无钻新井完善注采井网的可能性。因此，如何在不钻新井的基础上，解决油藏纵向及平面上的开发矛盾，改善油藏开发效果，大幅提高原油采收率是该断块油藏亟需解决的问题。针对该断块油藏存在的主要开发矛盾及其剩余油分布规律，提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合组合开发调整技术。具体技术对策为：将渗透率明显高于其他砂层组的3砂层组单独作为一套开发层系，将4—6砂层组作为一套开发层系；利用注水井对其中一套开发层系进行注水补充能量，之后关井进行压力平衡；与此同时利用采油井生产另一套开发层系，待该开发层系的开发效果变差之后，关采油井进行压力平衡，一轮注采耦合结束；之后进行下一轮次的注采耦合开发，2个开发层系之间进行注水和生产交换。
2 注采耦合提高采收率机理 2.1 渗流力学研究 2.1.1 注入期间模型设置说明：油藏水驱开发中，受储层非均质性的影响，生产井驱替不均衡，即存在两类生产井，第一类生产井如图 2中生产井2，控制井区渗透率K2相对高，水驱后期形成高渗通道，水窜严重，表现为井区吸水量占比大，采出程度高，生产井含水率高，剩余油饱和度低；第二类生产井如图 2中生产井1，控制井区渗透率K1低，开发状况和生产井2则完全相反。随着水驱开发进程的深入，井区2和井区1开发状况的差异将会越来越明显，甚至会出现井区1不吸水、不产油的极端情况。对于此类状况，下步对策为调整两井区吸水比例，即扩大水驱波及系数。这里，模型把2个井区等效为2根形状一致的岩心。
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下载原图 图 2 注入期间渗流规律研究模型 Fig. 2 Research model of seepage law during injection |
根据达西渗流定律，注入期间井区吸水量为：
| $ \boldsymbol{J}_{\mathrm{WX}}=\frac{K_{\mathrm{X}} K_{\mathrm{RWX}}\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{PX}}\right) A}{\mu_{\mathrm{W}} L} $ | (1) |
式中：JWX为X井区吸水量，m3/d；X代表井区，X=1，2；KX为X井区渗透率，mD；KRWX为X井区水相相对渗透率；PJ为注入井井底流动压力，MPa；PPX为X井区地层平均压力，MPa；A为吸水面积，m2；μW为水相黏度，mPa·s；L为注采井井距，m。
由式（1）可得出生产井1和生产井2的吸水量比：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{J}}=\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{W} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{W} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RW} 2}\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{P} 2}\right)}{K_1 K_{\mathrm{RW} 1}\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{P} 1}\right)} $ | (2) |
式中：RJ为高渗流通道与低渗流通道吸水量之比。
如图 2所示，高渗流通道内的剩余油饱和度低于低渗流通道，即高渗流通道内的含水饱和度高于低渗通道。根据相渗曲线规律，含水饱和度越高，水相渗流能力越强，则有：
| $ \frac{K_2 K_{\mathrm{RW} 2}}{K_1 K_{\mathrm{RW} 1}}>1 $ | (3) |
对于稀油油藏而言，一般先进行一次衰竭式开采，即泄压生产，其目的是充分利用地层天然能量，减少注入费用以提高经济效益，同时可以降低后续二次采油时的注入压力，避免地层破裂。一次采油期间，渗透性较好的井区2，采出量和地层亏空均较大，地层压力下降明显，则有：
| $ \frac{\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{P} 2}\right)}{\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{P} 1}\right)}>1 $ | (4) |
对常规水驱油藏来说，高渗流通道与低渗流通道吸水量之比为 RJC，即：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{JC}}>\frac{K_2 K_{\mathrm{RW} 2}}{K_1 K_{\mathrm{RW} 1}} $ | (5) |
如果油藏采用轮采轮注（注入井注水时，生产井不采油）的工作制度进行开发，采油井在生产后地层压力重新平衡，各处地层压力近似一致，即：
| $ P_{\mathrm{P} 1}=P_{\mathrm{P} 2} $ | (6) |
那么，采用注采耦合技术开发时的高渗流通道与低渗流通道吸水量比为 RJL，即：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{JL}}=\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{W} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{W} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RW} 2}}{K_1 K_{\mathrm{RW} 1}} $ | (7) |
由式（5）和式（7）可知：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{JC}}>\boldsymbol{R}_{\mathrm{J}} $ | (8) |
由式（7）可知，当常规水驱油藏采用注采耦合技术开发时，高渗通道吸水量与低渗通道吸水量之比减小，即低渗区吸水量增加，剩余油动用更充分。
2.1.2 采油期间模型设置说明：构造高部位、生产井井间主要是靠地层能量驱油，该区域驱替压力梯度小，原油渗流速度低，为非主流线，但剩余油饱和度较高；注采井井间主要依靠人工注水补充能量进行驱油，该区域驱替压力梯度大，驱油能力强，为主流线，剩余油饱和度较低。如图 3所示，模型后期改善开发效果、提高原油采收率的重点方向之一是如何提高非主流线井区的剩余油动用程度。对于一口定液生产的采油井来说，就是要提高非主流线井区的产油量占比。
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下载原图 图 3 生产期间渗流规律研究模型 Fig. 3 Research model of seepage law during production |
这样，常规水驱油藏中主流线与非主流线产油量之比 ROC为：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{OC}}=\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RO} 2}\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{F}}\right)}{K_1 K_{\mathrm{RO} 1}\left(P_{\mathrm{P} 1}-P_{\mathrm{F}}\right)} $ | (9) |
式中：JO2为主流线产油量，m3/d；JO2为非主流线产油量，m3/d；KRO2为主流线油相相对渗透率；KRO1为非主流线油相相对渗透率；PF为生产井井底流压，MPa。
为了保证注入井能正常注入，必须满足以下条件：
| $ P_{\mathrm{J}}>P_{\mathrm{P} 1} $ | (10) |
于是，有：
| $ \frac{\left(P_{\mathrm{J}}-P_{\mathrm{F}}\right)}{\left(P_{\mathrm{P} 1}-P_{\mathrm{F}}\right)}>1 $ | (11) |
所以，有：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{OC}}>\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RO} 2}}{K_1 K_{\mathrm{RO} 1}} $ | (12) |
当水驱油藏采用注采不见面（即采油时，不注水）工作制度进行注采耦合开发时，注入压力消失，生产井井间（非主流线区域）、注采井井间（主流线区域）均依靠地层能量进行开采，即：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{OL}}=\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RO} 2}\left(P_{\mathrm{P} 2}-P_{\mathrm{F}}\right)}{K_1 K_{\mathrm{RO} 1}\left(P_{\mathrm{P} 1}-P_{\mathrm{F}}\right)} $ | (13) |
式中：ROL为常规水驱油藏采用注采耦合技术开发时的主流线与非主流线产油量之比。
当油藏地层压力重新平衡后，地层各处压力再次近似一致，则式（13）可以简化为：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{OL}}=\frac{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 2}}{\boldsymbol{J}_{\mathrm{O} 1}}=\frac{K_2 K_{\mathrm{RO} 2}}{K_1 K_{\mathrm{RO} 1}} $ | (14) |
由式（12）和式（13），可知：
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{OC}}>\boldsymbol{R}_{\mathrm{OL}} $ | (15) |
由式（15）可以看出，当油藏采用注采不见面（即采油时，不注水）工作制度进行注采耦合开发时，主流线区域的产油量占比降低，非主流线区域的剩余油动用更充分。
2.2 室内物理模拟实验 2.2.1 实验设备和实验材料实验采用2块不同渗透率的人造柱塞状岩心，其直径均为2.5 cm，长度均约为6.3 cm，气测渗透率分别为612 mD和205 mD。实验用油黏度为6.2 mPa·s，实验用水矿化度为3 770 mg/L，其他所需器材见装置示意图（图 4）。高、低渗透岩心饱和水后分别进行油驱水实验流程，建立束缚水饱和度，获取原始含油饱和度。岩心具体参数如表 1所列。
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下载原图 图 4 实验装置示意图 Fig. 4 Schematic diagram of experimental equipment |
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下载CSV 表 1 实验用岩心样品物性参数 Table 1 Physical parameters of experimental core samples |
实验流程如图 5所示，具体实验内容及步骤如下：①并联2块岩心进行常规水驱油模拟实验，注入速度为0.1 mL/L，当高渗透岩心的含水率约为80% 时，调整低渗透岩心出口端的阀门，使其出口端压力为0.15 MPa，即模拟低渗透通道亏空小、地层压力高于高渗透通道的情形；②继续水驱油实验，至高渗透岩心出口端含水率达98% 以上；③模拟只注不采过程，完全关闭2块岩心出口端阀门约0.5 h，设定最高注入压力为0.80 MPa，5.0 h后关闭2块岩心注入端阀门；④模拟只采不注过程，完全打开2块岩心出口端阀门，直至不产液；⑤1.0 h后进行后续水驱油实验，注入速度仍为0.1 mL/L，至高渗透岩心出口端含水率达98% 以上；⑥重复上述步骤③—⑤，直至低渗透岩心出口端含水率达98% 以上时结束实验。
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下载原图 图 5 高/低渗透岩心分流率与驱替倍数关系曲线 Fig. 5 Relationship between diversion rate and injection of high and low permeability cores |
高、低渗透岩心的分流率（某岩心产液量占总产液量的百分比）和采出程度曲线的变化情况，不仅可以揭示改变注采压力场和改善高低渗透岩心的驱替效果，验证前述渗流力学研究的科学性和合理性，还能明确注采耦合开发技术提高原油采收率的潜力，但不同开发阶段对分流率、采出程度的影响不尽相同。
（1）注采耦合开发对分流率的影响
常规水驱、第1轮次注采耦合阶段、第2轮次注采耦合阶段对高、低渗透岩心分流率的影响不同（图 5）。
在常规水驱阶段初期，高、低渗透岩心的注采压差一致，含油饱和度一致，其产液能力主要受岩心渗透性的影响，其中高渗透岩心产液能力明显高于低渗透岩心，高渗透岩心初期产液占比为63.2%，是低渗透岩心的1.72倍；随着驱替时间延长，2块岩心中的含水饱和度差异日益明显，其中高渗透岩心含水饱和度上升速度加快，造成高渗透岩心中水相相对渗透率高于低渗透岩心，因而高渗透岩心的吸水能力增强，产液能力增强，注入压力则不断降低。当高渗透岩心的含水率为80% 时，低渗透岩心出口端压力升高，导致其驱替压力减小，高、低渗透岩心之间的分流率极差明显提升，由3.17急剧提升至8.43。当驱替倍数达5.0 PV时，低渗透岩心基本不出液，产液占比仅为1.0%，注入水主要通过高渗透岩心采出。
在第1轮次注采耦合阶段只注不采期间，高、低渗透2块岩心出口完全关闭，即出口端压力完全一致，注入压力急剧上升，岩心处于憋压储集能量状态。在该阶段，低渗透岩心重新获得产液能力，分流率提升至18.6%，说明在只注不采阶段高、低渗透岩心之间的吸水比例发生显著变化，部分注入水重新开始进入低渗透岩心；后续水驱初期，低渗透岩心分流率为5.0%，也略高于常规水驱结束之后的1.0%，说明在只注不采阶段，高、低渗透率岩心地层压力变化导致高、低渗透率岩心吸水差异变小，低渗透岩心的水相渗透率提高幅度相对更大。
第2轮次注采耦合阶段时，高、低渗透岩心之间的分流率曲线的变化规律与第1轮次注采耦合阶段一致，但第2轮次注采耦合阶段低渗透岩心的分流率明显低于第1轮次注采耦合阶段同期值，仅为12.6%。该结果再次证明，只注不采可以提高低渗透岩心吸水量，扩大波及；同时也说明随轮次增加，只注不采扩大波及作用有减弱的趋势。
（2）注采耦合开发对采出程度的影响
由图 5、图 6、表 2可知，常规水驱、第1轮次注采耦合阶段、第2轮次注采耦合阶段对高、低渗透岩心采出程度的影响程度有所不同。
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下载原图 图 6 高/低渗透岩心采出程度随注入变化曲线 Fig. 6 Relationship between recovery degree and injection of high and low permeability cores |
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下载CSV 表 2 不同阶段采出程度统计表 Table 2 Statistics of recovery degree at different stages |
在常规水驱阶段，注入水主要进入高渗透岩心，高渗透岩心采出程度高于低渗透岩心，且随着分流率差异的增大，采出程度差异也逐渐增大。当常规水驱结束时，高渗透岩心采出程度约是低渗透岩心的2.32倍。后续水驱采用注采耦合技术进行开发，高、低渗透岩心的采出程度均有增加，但增加的幅度各有不同。
在第1轮次注采耦合阶段结束时，高渗透岩心采出程度提高了3.7%，而低渗透岩心由于吸水能力相对较强，采出程度提高幅度相对更大，为5.9%。计入后期水驱采出程度的增加值，该阶段高渗透岩心采出程度提高了7.1%，低渗透岩心采出程度提高了10.5%。
第2轮次注采耦合阶段采出程度曲线的变化规律与第1轮次注采耦合阶段（只注不采阶段）一致，但高、低渗透岩心在第2轮次注采耦合阶段的采出程度和第1轮次注采耦合阶段相比较分别提高3.2% 和5.6%，开发效果较第1轮次注采耦合阶段稍差。
2.3 油藏数值模拟以D断块油藏Es236含油小层为例，建立精细地质模型，利用油藏数值模拟技术对其进行注采耦合模拟开发研究，并深入分析其开发效果改善的原因。如图 7所示，Es236含油小层中注水井X159与生产井N18和NX108形成注采对应关系，且对应注采井距分别为321 m和491 m。
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下载原图 图 7 常规注采开发时含油饱和度及水流线分布 Fig. 7 Distribution of oil saturation and water flow line during conventional water drive |
在常规注采开发阶段，由于生产井N18离注水井X159更近，其驱替压力梯度也更大，注水井X159与生产井N18和NX108之间的驱替压力梯度极差为2.3，导致注入水主要流向N18井，即该方向为主流通道，而向NX108井分配的注入水量相对较少，为非主流通道。
如图 8所示，在第1轮次注采耦合阶段，由于注入井注水期间采油井关井，注采井之间的驱替压力梯度极差相对较小，仅为1.4；注入水向2口生产井方向流动相对均匀，但与常规注采开发阶段相比，更多的注入水流向远处的NX108井（油藏数值模拟研究中采用的流线模型，图中箭头方向即为水流方向，箭头疏密表示流量大小）。
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下载原图 图 8 第1轮次注采耦合阶段（只注不采阶段）含油饱和度及水流线分布 Fig. 8 Distribution of oil saturation and water flow line in the first injection-production coupling water injection stage |
研究认为，以“注采不见面”为工作制度的注采耦合开发技术确实可以实现大幅提高水驱开发后期“流线固定，注入水出现无效或低效循环”断块油藏的原油采收率，其提高原油采收率机理可以总结为“变压力场，调渗流场，扩大水驱波及，增加驱油效率”。显然，上述研究仅针对单层油藏，因此其适用于单层油藏的注采耦合开发。
3 矿场实施效果如表 3所列，利用油藏数值模拟方法对D断块古近系沙河街组沙二段3—6砂层组油藏开发方案进行了优化研究。方案一为常规注采开发方案，即继续保持一套开发层系，采用同时注采的工作制度进行开发；方案二为注采耦合开发方案，即前述的“细分开发层系、层系间轮注轮采”的开发方案。油藏数值模拟结果表明，在相同注入量和采出量的前提下，方案二累产油量比方案一高2.47×104 t，开采期平均综合含水率低1.5%，说明注采耦合开发方案能有效扩大波及系数，增加驱油效率，大大改善开发效果，显著提高原油采收率。因此，D断块古近系沙河街组沙二段3—6砂层组油藏的推荐方案为：将渗透率明显高于其他砂层组的3砂层组单独作为一套开发层系（上层系），将剩余的4—6砂层组作为一套开发层系（下层系）。先采下层系、上层系注水补充能量，即下层系只采不注，上层系只注不采；上层系注水6个月，至原始地层压力的0.85倍；采油井采下层系，平均单井产液量为30 m3/d。9个月后进行轮换，即上层系采油、下层系注水；上层系生产9个月，下层系注水6个月后即完成第1轮次注采耦合。后续水驱按此方式进行若干次轮注轮采，直至下层系（低渗透层系）综合含水率达98% 以上。
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下载CSV 表 3 不同开发方案开发效果预测 Table 3 Effect prediction of different development plans |
基于上述推荐方案，2020年5月对D断块古近系沙河街组沙二段3—6砂层组油藏开展了矿场试验。实施前，常规水驱平均单井产油量为3.3 t/d，综合含水率为93.1%。截至目前，该断块已进行了3个轮次注采耦合开发，各轮次的平均单井产油量分别为2.9 t/d，4.7 t/d，4.4 t/d，平均综合含水率分别为90.5%，89.3%，90.0%；平均综合含水率下降3.2%，累计增油量1 760 t，预测提高原油采收率2.1%，“降水增油”效果显著。
4 结论（1）采用注采耦合方式开发时，低渗透区域、非主流线区域的剩余油能实现有效动用，其提高原油采收率的机理总结为“变压力场，调渗流场，扩大水驱波及，增加驱油效率”。
（2）内物理模拟实验和油藏数值模拟均验证了单层断块油藏注采耦合开发可以大幅提高原油采收率认识和机理的科学性、合理性。在注采耦合开采期间，通过改变压力场、调整高、低渗透率岩心的吸水量百分比，起到类似“调剖”的作用，低渗透岩心采出程度提高幅度大于高渗透岩心，注入主流通道与非主流通道之间驱替压力梯度极差由2.3减小至1.4，两通道水流量差异小，驱替更均匀。经过2个轮次注采耦合模拟实验，高、低渗透岩心均提高了原油采收率。
（3）实例油藏数值模拟研究及矿场实践证实，“细分开发层系、层系间轮注轮采”的注采耦合开发调整技术是解决多层断块油藏水驱开发后期纵向层间矛盾差异大、平面上“流线固定，注入水出现无效或低效循环”等主要开发问题的有效开发技术。D断块古近系沙河街组沙二段3—6砂层组油藏按照“细分开发层、层系间轮注轮采”方案实施3个轮次注采耦合开发后，降水增油效果显著。
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