□谢 江 彭小明

    “我们在坪北油田SP199、北四区、北二区部分井组开展周期注水试验，试验区含水率下降4.3个百分点，日产油量上升14%。”5月27日，江汉油田坪北经理部副经理寇三平说，“这是强化建模数模技术应用，提升剩余油描述精度，有针对性地开展精准注水调整收到的效果。”

    近年来，江汉油田加大重点区块地质建模、数值模拟应用力度，强化油藏精细描述、精细注水、提高注水“三率”工作，不断提升水驱控制及动用程度等油藏核心指标。1~5月，江汉油田自然递减率为4.68%，同比下降0.44个百分点。

    摸家底，注水更精确

    “红色是油，蓝色是水，通过查看剩余油分布图，能够很直观地掌握油和水的立体分布情况。”江汉采油厂地质所副所长李维介绍，“图上可以看到每个区块的含水量和含油量，剩余油情况、地面油水井分布情况一目了然，指导我们有针对性地部署注水工作。”

    油田老区经过50多年开发，大多区块含水率达到90%，通过剩余油藏精细描述找到存在的问题，是开展注水工作的基础。“应用数模技术是定量化描述剩余油的科学有效手段。”油田开发管理部规划室主任肖力夫说，“我们针对不同类型油藏，深入分析油水井生产历史数据，结合生产情况形成剩余油分布图。”

    细分层，注水更精准

    面14区开发层系多，存在纵向储量动用不均、欠注等问题。为此，技术人员通过细分层、流场调整和提液等手段优化注采结构，注采对应率由77.2%提高至83.1%，老井自然递减率由13.2%降至6.3%，采收率提高1.9个百分点。

    “水路通则油路通。以前经常笼统注水，但其中部分层系开发效果不好。”肖力夫说。现在，通过剩余油分布图，技术人员掌握油井各层油水分布情况，针对井区层系物性差异，精准纵向分层注水、优化注水开发技术，让每一层都达到最佳开发状态。近年来，油田水驱开发效果持续增强，水驱动用控制程度达到80%，层段合格率88.4%。

    调流场，注水更精细

    “开发就是要想方设法少采水多采油 。”油田专家漆智先说，“我们通过调流场，改变水的推进方向，增加以前水驱没有波及到的区域的能量。”

    科研人员通过分析剩余油分布图，针对井区油井同在一个平面采油的情况，改变注水方向，有效提高注水强度。

    王场油田北断块单元处于高采出程度高含水阶段，形成固定的注水通道，水驱波及范围小、注水效果较差，但在注水波及不到的区块，剩余油丰富。为此，技术人员采用低部位高强度大排量注水，将剩余油“驱赶”到油井附近，收到较好的开发效果。

    今年，江汉油田已经在46口井开展增注、分注、转注等注水工作，综合含水率保持稳定。