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【摘 要】在注水开发工作中，我们对开发单元进行划分，根据不同开发单元的精细地质研究成果，结合油藏开发特征及规律研究，综合评价油藏注水开发效果，分析影响目前油田稳产的因素，针对性提供稳产和上产对策，不断提高油田开发效果。本文以永宁双河油田北塔区长6油藏注水开发工作为实例，根据区内地层能量恢复程度低、 纵向吸水不均匀、局部水窜、井网不完善等问题，有针对性地提出了一系列改善开发效果的对策，达到高效管理油藏的目的。
【关键词】水驱状况；完善井网；解堵；增注
0.引言
双河油田北塔注水区于2010年开始注水，采用不规则反九点面积注水井网实施整体开发，开发层位为延长组长61～长64层，属低渗-特低渗油藏；注水后，油田递减减缓，随着注水开发不断进行，局部含水快速上升。针对油藏存在低产区，纵向吸水不均，高含水井点等问题，不断优化注水开发技术政策，实施点弱面强的注水思路，结合目前开发特点，实施了一系列注水开发对策与治理工作。
1.开发存在问题
（1）地层能量低。通过注水开发后，地层能量逐步上升，根据历年压力资料统计，双河西区八号注水站长6油藏压力保持水平由注水前的52.6%上升到目前的61.4%，但压力保持水平低。
（2）纵向吸水不均。通过区内2010-2011年吸水剖面资料分析，虽然水驱动用程度由2010年的51.5%提高到2011年的60.0%，水驱动用程度逐步提高。但纵向吸水矛盾依然突出。其中吸水不均井14口，表现为一段或者多段不吸水、尖峰吸水等。
（3）局部微裂缝开启，含水上升加快。长6油藏投产初期含水34.5%，注水开发之后含水上升速度快。含水较高区域主要分布在油藏边部。
（4）由于受滞后、同步注水等原因影响，部分油井低产。地层能量补充不及时，岩石孔喉变形收缩，导致油井地层渗流能力降低，产能递减快；井组井网不完善，注采难以达到平衡，油井见效程度低。
2.改善油藏开发对策
根据精细地质研究成果，并结合油藏开发特征及规律研究，综合评价油藏注水开发效果，分析影响目前油田稳产的因素，针对性提供稳产和上产对策，提高油田开发效果。
2.1完善井网，提高水驱控制程度
继续贯彻执行适应低渗透油田特点的“两早、三高、一适时”的油田开发经 验，即：“早注水、早分层注水、高水质、高注采比及较高的水驱控制程度，适时进行注采系统调整。通过精细小层对比，研究注采对应关系，依托主力层，开展井网完善工作，针对注采对应不对应，通过实施补孔，完善注采对应关系，提高水驱控制程度。计划实施井数65口，其中实施注水井补孔14井次，油井补孔51井次。如双572-3井长61层射孔注水，对应油井长61未动用，建议对其补孔长61层，提高水驱控制程度（图1）。
2.2精细注水调整
根据先建立有效驱替压力系统，之后采取温和注水的思路，对低产低液量区域，实施强化注水。而对见效程度高，微裂缝发育、含水上升快区域实施温和注水，实施分区实施注采系统调整，重点是裂缝清楚的部位进行注采结构调整，对12口注水井日配注量进行局部调整，其中控制注水8口，强化注水4口。
2.3改善水驱状况，提高水驱动用程度
选择性增注：针对多层注水开发，其中一层或多层不吸水（图3，图4），开展选择性增注水，提高单层或多层吸水状况，提高水驱动用程度。计划11口。
分层注水：针对多层注水开发，纵向吸水不均，通过分层注水，提高低渗透率层吸水，控制高渗透率层注水，实施纵向吸水均匀。计划实施井数14口（图5，图6）。
2.4低产井治理，提高单井产量
根据储层特征，结合油井初期产量，依托历年措施效果，针对部分油井目前生产情况，优选井选层，择机实施储层改造，提高单井产量。计划实施不同措施76井次，其中压裂20口，酸化5口，补孔51口。
酸化解堵：
选井条件：一是储层物性、连通性好，注水见效，产量上升。二是动态反应日产液、日产油台阶式下降，含水快速上升，实施常规酸化，提单产量。计划实施井数5口。
重复压裂：针对储层物性、注采对应性好，油井初期产量较高，采出程度相对较低的油井和能量保持水平较高，长期保持低产油井，实施重复压裂，提高单井产量。计划实施井数8口。
2.5 高含水井治理
通过动态监测、动态反映、水驱前缘等手段，验证来水方向，实施对应注水井深部调剖，改善吸水状况，提高注水波及体积。建议重点在油藏东南部开展注水井堵水调剖工作，优选“典型井治理”逐步过度“区域治理”，对见水方向明确，平面开发矛盾突出的区域实施集中治理，以封堵人工裂缝为主，实施区域性调剖堵水3口。
2.6滚动扩边，提高储量动用
依据剩余油分布及生产动态情况，长6油藏具有较大的扩边潜力。在4个有利区实施滚动扩边、加密调整。计划部署钻井34口，建采油井28口，建注水井6口。
①在油藏西北部滚动扩边井8口。其中注水井3口，油井5口。区域长61、长621油层厚度为8～12m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高，综合分析认为该区扩边潜力。
②在油藏西南部滚动扩边井7口。其中注水井2口，油井5口。主要发育长621井，其油层厚度为12-16m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高——综合分析认为该区扩边潜力。
③油藏内部，井网不完善区域，实施加密。在油藏西北部中区、油藏东南部中区井网不完善区域，根据地质认识及生产状况，实施加密10口；其中注水井1口，采油井9口。以双570-3井为参考，主要发育长621井，其油层厚度为12-20m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高。
④探区扩边，落实储量，实施滚动扩边。在油藏南部井网不完善，根据探井落实储量，实施滚动扩边，实施加密井数9口，全部为油井。通过对油藏西北部、西南部、西部滚动扩边，将增加主力层长621有效含油面积，同时增加地质储量。
2.7 强化动态监测，指导油田开发
针对油藏类型和不同开发阶段，动态监测内容和工作量有所侧重，做到了井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、资料录取有针对性。其中突出了定点井测压、注水井测压及吸水剖面的测试，同时加大了流体性质和井间连通关系的监测力度，具有更大的灵活性、广泛性和代表性，既全面又突出了重点，为2013年油田开发、注采调整和措施引效等提供了有效的、科学的资料依据。建议2013年八号注水站各项动态监测工作量32井次。①了搞清完井方式对产能的影响以及油井周围油层的有效渗透率等参数，获得油藏压力，搞清井间连通状况等，安排不稳定试井19口井。②为了较好的评价剖面水驱状况，安排吸水剖面13口。③为了搞清储层连通性与井间对应关系，安排水驱前缘监测1口。
3.结论
（1）针对区内注采井网不完善，采取注水井和受益油井补孔措施，提高水驱运用程度和水驱控制程度。
（2）针对局部含水突升和低产液区，按照点弱面强的注水思路，进行适当的配注调整。
（3）根据低产原因分析结果，开展重复压裂、酸化为主的油藏挖潜措施，提高油井单井产量。
（4）针对高含水井增多，注入水沿裂缝和高渗带突进，实施对应注水井深部调剖。
（5）根据地质研究结果，并结合目前开发特点，在油藏西北部、西南部滚动扩边开发。
参考文献：
[1] 姜汉桥. 油藏工程原理与方法[M]. 中国石油大学出版社. 2006
[2]黄炳光.实用油藏工程与动态分析方法.[M].石油工业出版社，1997
[3]方凌云. 砂岩油层注水开发动态分析. [M]. 石油工业出版社，1998
作者简介：
袁广金： 男，1971年10月生，汉族，2008年5月30日获得长江大学矿产普查与勘探专业的硕士学位，现为延长油田股份有限公司永宁采油厂厂长。
【关键词】水驱状况；完善井网；解堵；增注
0.引言
双河油田北塔注水区于2010年开始注水，采用不规则反九点面积注水井网实施整体开发，开发层位为延长组长61～长64层，属低渗-特低渗油藏；注水后，油田递减减缓，随着注水开发不断进行，局部含水快速上升。针对油藏存在低产区，纵向吸水不均，高含水井点等问题，不断优化注水开发技术政策，实施点弱面强的注水思路，结合目前开发特点，实施了一系列注水开发对策与治理工作。
1.开发存在问题
（1）地层能量低。通过注水开发后，地层能量逐步上升，根据历年压力资料统计，双河西区八号注水站长6油藏压力保持水平由注水前的52.6%上升到目前的61.4%，但压力保持水平低。
（2）纵向吸水不均。通过区内2010-2011年吸水剖面资料分析，虽然水驱动用程度由2010年的51.5%提高到2011年的60.0%，水驱动用程度逐步提高。但纵向吸水矛盾依然突出。其中吸水不均井14口，表现为一段或者多段不吸水、尖峰吸水等。
（3）局部微裂缝开启，含水上升加快。长6油藏投产初期含水34.5%，注水开发之后含水上升速度快。含水较高区域主要分布在油藏边部。
（4）由于受滞后、同步注水等原因影响，部分油井低产。地层能量补充不及时，岩石孔喉变形收缩，导致油井地层渗流能力降低，产能递减快；井组井网不完善，注采难以达到平衡，油井见效程度低。
2.改善油藏开发对策
根据精细地质研究成果，并结合油藏开发特征及规律研究，综合评价油藏注水开发效果，分析影响目前油田稳产的因素，针对性提供稳产和上产对策，提高油田开发效果。
2.1完善井网，提高水驱控制程度
继续贯彻执行适应低渗透油田特点的“两早、三高、一适时”的油田开发经 验，即：“早注水、早分层注水、高水质、高注采比及较高的水驱控制程度，适时进行注采系统调整。通过精细小层对比，研究注采对应关系，依托主力层，开展井网完善工作，针对注采对应不对应，通过实施补孔，完善注采对应关系，提高水驱控制程度。计划实施井数65口，其中实施注水井补孔14井次，油井补孔51井次。如双572-3井长61层射孔注水，对应油井长61未动用，建议对其补孔长61层，提高水驱控制程度（图1）。
2.2精细注水调整
根据先建立有效驱替压力系统，之后采取温和注水的思路，对低产低液量区域，实施强化注水。而对见效程度高，微裂缝发育、含水上升快区域实施温和注水，实施分区实施注采系统调整，重点是裂缝清楚的部位进行注采结构调整，对12口注水井日配注量进行局部调整，其中控制注水8口，强化注水4口。
2.3改善水驱状况，提高水驱动用程度
选择性增注：针对多层注水开发，其中一层或多层不吸水（图3，图4），开展选择性增注水，提高单层或多层吸水状况，提高水驱动用程度。计划11口。
分层注水：针对多层注水开发，纵向吸水不均，通过分层注水，提高低渗透率层吸水，控制高渗透率层注水，实施纵向吸水均匀。计划实施井数14口（图5，图6）。
2.4低产井治理，提高单井产量
根据储层特征，结合油井初期产量，依托历年措施效果，针对部分油井目前生产情况，优选井选层，择机实施储层改造，提高单井产量。计划实施不同措施76井次，其中压裂20口，酸化5口，补孔51口。
酸化解堵：
选井条件：一是储层物性、连通性好，注水见效，产量上升。二是动态反应日产液、日产油台阶式下降，含水快速上升，实施常规酸化，提单产量。计划实施井数5口。
重复压裂：针对储层物性、注采对应性好，油井初期产量较高，采出程度相对较低的油井和能量保持水平较高，长期保持低产油井，实施重复压裂，提高单井产量。计划实施井数8口。
2.5 高含水井治理
通过动态监测、动态反映、水驱前缘等手段，验证来水方向，实施对应注水井深部调剖，改善吸水状况，提高注水波及体积。建议重点在油藏东南部开展注水井堵水调剖工作，优选“典型井治理”逐步过度“区域治理”，对见水方向明确，平面开发矛盾突出的区域实施集中治理，以封堵人工裂缝为主，实施区域性调剖堵水3口。
2.6滚动扩边，提高储量动用
依据剩余油分布及生产动态情况，长6油藏具有较大的扩边潜力。在4个有利区实施滚动扩边、加密调整。计划部署钻井34口，建采油井28口，建注水井6口。
①在油藏西北部滚动扩边井8口。其中注水井3口，油井5口。区域长61、长621油层厚度为8～12m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高，综合分析认为该区扩边潜力。
②在油藏西南部滚动扩边井7口。其中注水井2口，油井5口。主要发育长621井，其油层厚度为12-16m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高——综合分析认为该区扩边潜力。
③油藏内部，井网不完善区域，实施加密。在油藏西北部中区、油藏东南部中区井网不完善区域，根据地质认识及生产状况，实施加密10口；其中注水井1口，采油井9口。以双570-3井为参考，主要发育长621井，其油层厚度为12-20m，通过油藏剖面分析，储层发育稳定，同时区域油井产量高。
④探区扩边，落实储量，实施滚动扩边。在油藏南部井网不完善，根据探井落实储量，实施滚动扩边，实施加密井数9口，全部为油井。通过对油藏西北部、西南部、西部滚动扩边，将增加主力层长621有效含油面积，同时增加地质储量。
2.7 强化动态监测，指导油田开发
针对油藏类型和不同开发阶段，动态监测内容和工作量有所侧重，做到了井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、资料录取有针对性。其中突出了定点井测压、注水井测压及吸水剖面的测试，同时加大了流体性质和井间连通关系的监测力度，具有更大的灵活性、广泛性和代表性，既全面又突出了重点，为2013年油田开发、注采调整和措施引效等提供了有效的、科学的资料依据。建议2013年八号注水站各项动态监测工作量32井次。①了搞清完井方式对产能的影响以及油井周围油层的有效渗透率等参数，获得油藏压力，搞清井间连通状况等，安排不稳定试井19口井。②为了较好的评价剖面水驱状况，安排吸水剖面13口。③为了搞清储层连通性与井间对应关系，安排水驱前缘监测1口。
3.结论
（1）针对区内注采井网不完善，采取注水井和受益油井补孔措施，提高水驱运用程度和水驱控制程度。
（2）针对局部含水突升和低产液区，按照点弱面强的注水思路，进行适当的配注调整。
（3）根据低产原因分析结果，开展重复压裂、酸化为主的油藏挖潜措施，提高油井单井产量。
（4）针对高含水井增多，注入水沿裂缝和高渗带突进，实施对应注水井深部调剖。
（5）根据地质研究结果，并结合目前开发特点，在油藏西北部、西南部滚动扩边开发。
参考文献：
[1] 姜汉桥. 油藏工程原理与方法[M]. 中国石油大学出版社. 2006
[2]黄炳光.实用油藏工程与动态分析方法.[M].石油工业出版社，1997
[3]方凌云. 砂岩油层注水开发动态分析. [M]. 石油工业出版社，1998
作者简介：
袁广金： 男，1971年10月生，汉族，2008年5月30日获得长江大学矿产普查与勘探专业的硕士学位，现为延长油田股份有限公司永宁采油厂厂长。