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1、井组基本情况
1.1油藏概况
坨30-34井组位于牛心坨油藏的西南部，牛心坨油藏地理上位于辽宁省台安县东北15km处，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端，是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块。储集空间具有孔隙、裂缝双重介质特征，以次生空隙为主，为一边水油藏（油水界面2500米）。探明含油面积6.5km2，石油地质储量1445×104t。动用含油面积5.4Km2，动用石油地质储量1328×104t，可采储量286.7×104t，标定采收率21.6%。
牛心坨油层属近物源洪积扇叠覆砂体，油层埋深1500-2200m，含油井段130-135m ，平均有效厚度41.5m，纵向上发育7个砂岩组，每个砂体厚度20-80m不等，储层岩性为碎屑岩、含钙砂岩及碳酸盐岩，储层物性差，非均质严重。平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3um2，胶质、沥青质含量31.5-49.98%，含蜡10.8-15.5%，地层水矿化度9283mg/l，地面原油密度0.89-0.93g/cm3，原始地层原油粘度76.3mPa.s，油层温度73.3℃。地面脱气原油粘度一般400-2000mPa.s，凝固点35-43℃，原始地层压力20.07MPa，饱和压力4.71MPa。
牛心坨油层于1988年5月投入试采，1989年底以210m正方形井网全面投入开发，1991年3月以210m反九点法井网实施注水开发，2002年针对中部油层厚度大情况实施分层系开发。
1.2、井组概况
坨30-34井组是该油藏中西部的一个注水井组，于1996年10月27日注水，目前注水井段为1917-2036米，为N4-6。本井组有一线油井8口（坨28-更32、坨29-33、坨29-35、坨30-036C、坨31-035、坨31-133、坨31-33、坨观2），目前井组日产液114.2吨，日产油23.3吨，含水75.9 % 。累产液54.31万吨、累积产油24.06071万吨。日注水50方，累注水29.0427万方，月注采比1.1，累注采比1.23，累积亏空5.455万方 。
2、井组问题分析
2.1、水井注水压力高，达不到配注要求
随着油田注水开发，坨30-34井累注水量在不断的增加，注水压力逐渐上升，水质长期超标，达不到注水要求。到2008年年9月注水压力已达19MPa与干线压力19MPa持平，注水困难达不到配注要求，日配注50方/天，只能达到30左右方/天。
2.2、水井层位无卡封位置，不适合分注
坨30-34井射孔井段为1956.6 – 2027米，层位为N4-6，射孔井段连通性比较好，无稳定的隔夹层或干层，无合适的卡封位置，所以不能实施分注，无法解决层间注水矛盾。
2.3、平面井网不完善，水驱储量控制程度低
原井网有7口油井，其中30-036C由于大修后，套管損坏，报废后长期停产，而且该井组东北部缺少受效油井，因此造成井网不完善，平面水驱利用率低。
2.4、纵向上层系对应关系差，储量动用程度低
坨30-34井注水层位为N4-6，而该井组的3口油井开采层位与之对应关系比较差，致使纵向上储量动用程度低。
3、改善井组注水效果的做法
3.1、实施水井酸化解堵措施，实现有效注水
由于注水水质不合格，经过多年的注水开采，造成油层堵塞，注水压力不断上升，达不到配注要求。为了缓解地层孔隙堵塞，增大运移通道，对该井实施酸化解堵。改措施实施后，注水压力由19Mpa下降到10Mpa，实现了有效注水。
3.2、实施水井调剖措施，改善层间矛盾
通过对该井进行吸水剖面图测试，测试结果显示纵向吸水差异大，上部射孔井段吸水较好，由于该井无稳定的隔夹层或干层，无合适的卡封位置，所以不能实施分注，因此决定对该井进行调剖，以缓解层间矛盾。
3.3、完善注采井网，提高平面水驱储量动用程度
针对井网不完善，对该井组报废停产的坨30-036井进行侧钻，对原潜山油层低效油井坨观2进行调层上返，以弥补东北缺少采油井点的问题。
3.4、实施调补层压裂，改善纵向油水对应关系
坨30-34井射孔井段为N4-6，纵向层系多，因此结合不同层系油藏特征、开发阶段及开发动态，继续开展以完善注采系统、调整纵向上出油剖面为目的的油井调补压裂措施，以提高水驱纵向储量动用程度：坨29-33进行补层压裂、坨28G-32进行补层压裂、坨31-035进行调层压裂、坨31-133进行调层。通过实施措施，井组效果明显改善。
3.5、动态调配水
由于坨30-34井组属于牛心坨主力油层，井组投产后，产量大幅上升，加之注采层位对应关系的变化及受构造、裂缝发育的影响井组含水上升较快，针对这种情况，我们及时进行了注水动态调整，从2009年至今，我们供进行动态调配水七次。
4、实施效果与分析
4.1、形成有效注水，促使地层压力回升
通过对坨30-34井组实施增注泵、酸化、调剖等措施，使井组的注水合理有效，对地层形成很好的补给，从下面的图中可以清晰的发现地层压力正在缓慢的回升。
4.2、有效控制了井组含水上升势头
坨30-34井组从1996年转注后，其含水一直不断的上升，通过各种措施，使该井组的综合含水由2008年年初的M下降至目前的N，从下图的曲线中可以发现，从2008年开始其含水比较平稳，很好的控制了其含水上升速度。
图6 坨30-34井组日度采油曲线
4.3、井组增产明显
通过以上工作，井组产量稳中有升，井组日产液上了28.9吨，井组日产油上升了3.1吨。
5、结论与下步建议
1、完善井网可以改善平面储量动用程度。
2、酸化、调剖等措施可以有效的缓解区域注水问题，建议对该区块的部分水井也采取同样的措施，减小地层压力，改善吸水不均的现象，提高注水效率。
3、通过对油水井进行调补层压裂等措施，深挖剩余油潜力，提高单井产量的同时改善水驱效果。■
1.1油藏概况
坨30-34井组位于牛心坨油藏的西南部，牛心坨油藏地理上位于辽宁省台安县东北15km处，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端，是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块。储集空间具有孔隙、裂缝双重介质特征，以次生空隙为主，为一边水油藏（油水界面2500米）。探明含油面积6.5km2，石油地质储量1445×104t。动用含油面积5.4Km2，动用石油地质储量1328×104t，可采储量286.7×104t，标定采收率21.6%。
牛心坨油层属近物源洪积扇叠覆砂体，油层埋深1500-2200m，含油井段130-135m ，平均有效厚度41.5m，纵向上发育7个砂岩组，每个砂体厚度20-80m不等，储层岩性为碎屑岩、含钙砂岩及碳酸盐岩，储层物性差，非均质严重。平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3um2，胶质、沥青质含量31.5-49.98%，含蜡10.8-15.5%，地层水矿化度9283mg/l，地面原油密度0.89-0.93g/cm3，原始地层原油粘度76.3mPa.s，油层温度73.3℃。地面脱气原油粘度一般400-2000mPa.s，凝固点35-43℃，原始地层压力20.07MPa，饱和压力4.71MPa。
牛心坨油层于1988年5月投入试采，1989年底以210m正方形井网全面投入开发，1991年3月以210m反九点法井网实施注水开发，2002年针对中部油层厚度大情况实施分层系开发。
1.2、井组概况
坨30-34井组是该油藏中西部的一个注水井组，于1996年10月27日注水，目前注水井段为1917-2036米，为N4-6。本井组有一线油井8口（坨28-更32、坨29-33、坨29-35、坨30-036C、坨31-035、坨31-133、坨31-33、坨观2），目前井组日产液114.2吨，日产油23.3吨，含水75.9 % 。累产液54.31万吨、累积产油24.06071万吨。日注水50方，累注水29.0427万方，月注采比1.1，累注采比1.23，累积亏空5.455万方 。
2、井组问题分析
2.1、水井注水压力高，达不到配注要求
随着油田注水开发，坨30-34井累注水量在不断的增加，注水压力逐渐上升，水质长期超标，达不到注水要求。到2008年年9月注水压力已达19MPa与干线压力19MPa持平，注水困难达不到配注要求，日配注50方/天，只能达到30左右方/天。
2.2、水井层位无卡封位置，不适合分注
坨30-34井射孔井段为1956.6 – 2027米，层位为N4-6，射孔井段连通性比较好，无稳定的隔夹层或干层，无合适的卡封位置，所以不能实施分注，无法解决层间注水矛盾。
2.3、平面井网不完善，水驱储量控制程度低
原井网有7口油井，其中30-036C由于大修后，套管損坏，报废后长期停产，而且该井组东北部缺少受效油井，因此造成井网不完善，平面水驱利用率低。
2.4、纵向上层系对应关系差，储量动用程度低
坨30-34井注水层位为N4-6，而该井组的3口油井开采层位与之对应关系比较差，致使纵向上储量动用程度低。
3、改善井组注水效果的做法
3.1、实施水井酸化解堵措施，实现有效注水
由于注水水质不合格，经过多年的注水开采，造成油层堵塞，注水压力不断上升，达不到配注要求。为了缓解地层孔隙堵塞，增大运移通道，对该井实施酸化解堵。改措施实施后，注水压力由19Mpa下降到10Mpa，实现了有效注水。
3.2、实施水井调剖措施，改善层间矛盾
通过对该井进行吸水剖面图测试，测试结果显示纵向吸水差异大，上部射孔井段吸水较好，由于该井无稳定的隔夹层或干层，无合适的卡封位置，所以不能实施分注，因此决定对该井进行调剖，以缓解层间矛盾。
3.3、完善注采井网，提高平面水驱储量动用程度
针对井网不完善，对该井组报废停产的坨30-036井进行侧钻，对原潜山油层低效油井坨观2进行调层上返，以弥补东北缺少采油井点的问题。
3.4、实施调补层压裂，改善纵向油水对应关系
坨30-34井射孔井段为N4-6，纵向层系多，因此结合不同层系油藏特征、开发阶段及开发动态，继续开展以完善注采系统、调整纵向上出油剖面为目的的油井调补压裂措施，以提高水驱纵向储量动用程度：坨29-33进行补层压裂、坨28G-32进行补层压裂、坨31-035进行调层压裂、坨31-133进行调层。通过实施措施，井组效果明显改善。
3.5、动态调配水
由于坨30-34井组属于牛心坨主力油层，井组投产后，产量大幅上升，加之注采层位对应关系的变化及受构造、裂缝发育的影响井组含水上升较快，针对这种情况，我们及时进行了注水动态调整，从2009年至今，我们供进行动态调配水七次。
4、实施效果与分析
4.1、形成有效注水，促使地层压力回升
通过对坨30-34井组实施增注泵、酸化、调剖等措施，使井组的注水合理有效，对地层形成很好的补给，从下面的图中可以清晰的发现地层压力正在缓慢的回升。
4.2、有效控制了井组含水上升势头
坨30-34井组从1996年转注后，其含水一直不断的上升，通过各种措施，使该井组的综合含水由2008年年初的M下降至目前的N，从下图的曲线中可以发现，从2008年开始其含水比较平稳，很好的控制了其含水上升速度。
图6 坨30-34井组日度采油曲线
4.3、井组增产明显
通过以上工作，井组产量稳中有升，井组日产液上了28.9吨，井组日产油上升了3.1吨。
5、结论与下步建议
1、完善井网可以改善平面储量动用程度。
2、酸化、调剖等措施可以有效的缓解区域注水问题，建议对该区块的部分水井也采取同样的措施，减小地层压力，改善吸水不均的现象，提高注水效率。
3、通过对油水井进行调补层压裂等措施，深挖剩余油潜力，提高单井产量的同时改善水驱效果。■