前言：从1986年英台油田投入开发以来，天然水驱油藏一直被誉为“水上漂”油田，由于其充足的边底水能量，区块开发一直以补孔、提液为主。但是在后期的开发生产实践过程中，油藏逐步暴露出部分储层低产、低渗，长期开采能量不足，导致措施增产效果不明显，这部分储层的产能无法正常发挥，即并不是所有储层都属于天然水驱，于是针对不同储层特点开展分类辩证治理，开展了天然水驱油藏的低渗层注水、井网重构研究。为打破困境，曾在天然水驱英138区块的青三层系进行注水试验，但是注水效果差，天然水驱油藏注水工作面临重重困难。2015年以来英143、方2区块作为典型先锋区块依次展开注水、井网重构等工作，在多年应用过程中形成了一套独特的适合天然水驱油藏开发技术，为天然水驱油藏稳产上产奠定坚实基础。
1区块开发基本情况
1.1油藏开发特征
多层发育边底水油藏，天然能量开发，高产液高含水，注水以排污为主；年产原油5.6万吨，综合含水97%，平均单井日产油0.8吨，日产液27吨，采出程度38.5%，采收率41.4%。纵向含油层系多、动用层较多，主要含油层系为萨尔图、高台子、泉四层系，无统一油水界面。
1.2开发历程
天然水驱1986年投入开发，在投产初期产量快速上升；高采油速度边底水快速推进，导致产量持续递减；后经历了措施新井等调整上产阶段和递减减缓阶段，2015年以来，通过低渗注水增能、层系滚动挖潜、井网重构等各项举措实现油藏持续稳产。
1.3存在问题分析
天然水驱油藏发育层系复杂，分层开发水平差异较大。各层物性和产状、压力差异较大，多层合采低渗层产能不能完全发挥。储层动用程度不均，剩余油分布不均。
无效水采出高造成能耗高，难以提液携油，天然水驱受“水上漂”油藏性质决定，渗透率高、边底水活跃，产液及含水均为全厂最高水平，高能耗造成区块桶当量运行成本高于18美元/桶，效益差；因效益较差，无法以提液方式上产。
2主要开发技术应用
2.1非天然能量层系有效注水技术
自2015年以来，天然水驱油藏全面扩大低渗层注水工作，取得显著效果。通过前期深化油藏认识与动态评价，主要针对一部分低产、低压、有一定储量规模的层系进行注水，并制定非天然能量层系潜力筛选标准：具备较高剩余地质储量，日产液不超过15t，且有下降趋势，地层能量保持水平不超过80%，渗透率超过 150mD。
根据此标准在英143区块、方2区块实施注水应用，采用0.6小注采比注水，实现近年来地层压力恢复、洪水后井组产量恢复快、产量长期维持稳定取得显著水驱增油效果。2018年，为避免注水压升过快导致的油井水淹，在英143区块实施层间轮注试验，实现了换层换向注水，提高水井利用率，进一步提高井间、层间剩余油采收率。2022年开始，英143区块扩大层间轮注试验，取得较大增产及稳产效果，截止2024年9月，通过轮注最高单井增油量达0.2万吨。
2.2油藏分层认识技术
近年来，天然水驱油藏分层剩余油认识取得较大进展，由于天然水驱油藏生产层较多、生产过程较为复杂，油藏认识工作主要通过机械封堵单层生产、补孔单层生产、智能找堵水、分层油藏监测资料等手段，在认识中实施，于实施中深化认识，明确了剩余油分布。
天然水驱油藏目前剩余油仍主要在含油面积大、含油层系多的区块，各层主要受构造及断层控制，剩余油主要分布在断层附近构造高部位；层间剩余油主要存在于动用程度低、生产受抑制的低渗层和非主力油层；主力高渗层基本上水淹，根据沉积韵律和隔层分类，其中隔夹层正韵律比较有挖潜价值。
2.3明确剩余油位置措施动用
根据剩余油认识最终形成一区一策、一井一策、一层一策的分类治理工作，提高油藏采收率。
一是，组合层系生产，井网重构。如方2区块近几年的主要工作就是井网重构，是天然水驱多层系油藏开发后期必然趋势：方2区块的主要开发矛盾就是主力油层边水水淹，层间矛盾突出、低渗层动用不充分。
通过井网重构可以实现储层高效开发。根据油层特性调整为两类井网开发，按三方面主要工作排布。低渗层提高动用程度：通过补孔、堵水、新井实现潜力资源动用。低渗储层评价地层能量，实施有效注水开发：完善注采井网，挖掘层内层间剩余潜力逐步扩大注水规模。高渗高采出层抽稀井网，高部位开发：通过间抽、关停、换层生产实现节能减排、产能充分发挥。
二是，在老井未控制到剩余油富集区域展开新井建产工作。由于高低渗合采导致低渗层产能受到抑制、深部堵水成功率低，低渗层仍有剩余油无法采出。近年来，通过井震结合，重新精细落实构造、断层、油水界面认识，在构造高部位甜点加密新井，效益得到大幅度提升，使老油田再焕新风貌。
2021年，在方2区块针对20号层低渗层靠断层构造高部位空白区域投产新井6口，平均单井日增产2吨以上。2022年，在方3区块复杂断块构造油藏，构造高部位甜点加密新井方504-7，开抽日产10吨。
三是，开展层系挖潜动用。结合注水压力恢复情况，深化注水层油藏再认识取得良效：在注水补充地层能量的前提下，研究油水界面推进的认识，在老层中劣中选优，明确油藏剩余未动用潜力。注水后措施单井增油量、有效率大幅提升，有效期延长。
试验动用非主力层、岩性油藏零星潜力、未动用低阻层新层认识试验等，大胆实践，均取得较好增油效果，区块高产井数大幅上升，下步仍有推广潜力。非主力油层高台子33号层在英143区块断层南部无动用井，2024年在构造腰部试验动用一口井，该井电性指标较好（侧向47、感应22、时差225），措施后日增油4.4吨。非主力构造油层高台子29号层，2023年试验动用构造位置较低井，但是电性指标较好（侧向45、感应25、时差250），措施后日增产1.8吨。2022年油层动用效果最为突出，为认识岩性零星发育的扶余油层，试验动用2口井，措施后日增油6.6吨；高台子7号层为低阻油层，为未动用新层，2022年构造高部位试验动用5口井，措施后日增油能力9吨。
另外，通过加强单砂体识别工作，高台子9号层通过细分3个单砂体，挖掘方504-7高台子9（2）单砂体剩余潜力，得到较好增油效果，措施后日增油2.1吨。
四是，针对主力油层的层内韵律性剩余油开展全封重射实验。对于部分主力层，由于层内隔夹层发育不稳定，造成层内剩余油零散复杂，通过测井结果显示，中水淹层当中，无法正常挖潜的厚度占总厚度的33%，是未来层系挖潜的重点。针对挖潜难度相对较低的正韵律储层层内顶部剩余油，开展全封重射试验3口井，目前1口井见到较好效果，实现日降液15吨，日增产1.4吨。
结论与建议
天然水驱油藏的生产与认识是一个相对复杂的过程，开发过程中要时刻抓牢主要油藏矛盾、把握油藏主要特征，顺应油藏自然规律，持续关注油藏动态变化，调整开发策略，加强开发技术创新，只有这样，才能保障油藏整体的开采效率和经济效益。
