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摘要 区块加密调整后，井网发生较大变化，注采井距缩短，水驱渗流体系重新建立，油藏动态变化大。在精细地质研究认识基础上，依据注采动态变化，强化注水剖面调整，优化压酸堵补转综合调整方案，有效减缓区块产量递减，控制含水上升速度，提高了油藏整体开发效果。
关键词：精细地质 综合调整 措施挖潜
中图分类号：TE357
1、区块地质特征及开采简况
1.1 地质特征
1.1.1 构造特征：区块是在基底隆起上发育的构造，发育Ⅰ、Ⅱ两个油组，均为继承性断鼻构造，顶部和中部分别15.25°和14.44°；区块内部广泛发育规模不等的小断层，两油组顶面分别发育14、15条小断层。
1.1.2 沉积特征：区块储层属近岸水下扇，平面上细分为九个沉积微相，其中辩状沟道为最主要的微相类型；纵向上两个长期基准面旋回和四个中期基准面旋回，将油层细分为Ⅰ、Ⅱ两个油组和Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四个砂组，共计25个小层。
1.1.3 储层特征：区块储层以砂、砾岩为主，为多套扇体垂向叠加，平均渗透率44.79×10-3μm2，平均孔隙度19.8%，属中孔中低渗透油藏。四个砂组发育、岩性及物性差异大，储层渗透率变异系数0.65，纵向非均质性强，Ⅱ油组为主力油层。
1.2 开采简况：区块于2002年4月开始三个井组的先导性注水开发现场试验，2003年4月正式投入开发，2004年7月全面投入注水开发，2005年1月份完成分层注水工作，区块进入分层注水开发阶段，同年产量达到历史年产最高水平21.0313×104t；之后产量持续递减，于2009年9月实施加密调整，同时区块步入水驱精细开发挖潜阶段，通过大量综合调整措施，区块较好地完成了油田各项开发指标。目前区块共有油井102口，水井46口，其中分层井40口。
2、注水井注水方案调整原则及效果
区块开发同时受断层、地层倾角、储层平面及纵向非均质性等因素影响，加密调整后井网呈不规则状，井距由200-250m缩至180-190m，水驱控制程度提高，油层地下渗流场重新建立，注采动态不断变化，通过强化注水剖面调整，保证储层均衡有效动用，提高油藏整体开发效果。
2.1 调整做法：进一步细分重组注水层段，减少层间非均质性对油藏开发效果的影响，根据加密后精细地质研究成果认识，一般将砂岩厚度大于20m、单砂层数大于10、隔层在2m以上的具备细分潜力的层段实施细分注水，或将单砂层重新组合，将岩性物性基本一致的单砂层放在一个注水层段，最大程度降低非均质性干扰；加密后降低了为中低渗透层有效驱动压差，为均衡储层动用，依据注采动态适时通过测调控制高渗透、高含水层注水强度，加强中低渗透、低含水层注水强度，以达到提高油藏宏观整体动用效果目的。
2.3 调整效果：加密调整后区块共分6个批次实施注水方案调整，累计细分16口井19个层段，累计重组9口井20个层段，累计测调47井次，增加注水层段15个。对比调整前吸水厚度比例增加14.9%，吸水层数比例增加12.5%，储层水驱动用程度提高。
3、注水井措施原则及效果
加密调整后，区块边部井网控制程度提高，受注水井吸水持续变差影响，连通油井产量递减快，储量动用效果差；区块轴部个别井组注采不完善、注水层段纵向吸水不均衡。
3.1 措施做法：区块注水井历次措施增注效果均不理想，通过改传统高能气体压裂为普通压裂、改传统酸化方式为YMD膜酸化或有机酸酸化，对边部储层物性差或酸化无效的注水井实施压裂，对有一定注水能力但后来突然变差的注水层段实施酸化，对个别吸水好但非均质性强、中低渗透小层被堵塞不吸水的层段实施酸化提高储层纵向吸水比例；同时对个别注采不完善井区补射部分小层完善注采关系。
3.2 措施效果：加密调整后，区块累计YMD酸化4井次，有机酸化6井次，普通压裂4井次，补孔2井次，补压2井次。截止到2011年10月，累计增注2.16000×104m3，平均单井措施有效期仅151天，整体措施效果不理想。主要原因是边部井油层发育差，物性差、与油井连通关系差，措施后未能建立起有效驱动体系。这部分先天发育差的欠注井层，措施增注潜力小。
4、采油井措施原则及效果
经过大量的注水方案调整及增注措施，区块注采剖面得到一定程度改善，中低渗透层地层能量逐步恢复，但受地层倾角大、断层数量多及平面沉积微相复杂影响，部分油井注水不受效、或受效但含水上升快。
4.1 措施做法
4.1.1 压裂：针对储层发育较差的Ⅰ油组储层，及部分位于构造相对高部位或隔相注水不受效的Ⅱ油组储层。
4.1.2 补孔：针对井网未控制的小层，轴部一般补射Ⅰ油组、及部分低含水Ⅱ油组储层，高边部Ⅰ油组断失严重主要补射Ⅱ油组，低边部Ⅱ油组边水活跃主要补射Ⅰ油组。
4.1.3 堵水：针对含水大于80%的高水淹层，全部为Ⅱ油组储层，底部油层居多，位于区块中轴部注水相对好的井区和构造低部位地层水发育井区。
4.2 措施效果：加密调整后，区块油井累计压裂13口，补孔10口，补压9口，补堵7口，（补）堵压4口。累计增油6.1224×104t，平均单井日增油4.4t。其中压裂增油高达2.6587×104t，堵水井综合含水下降41.3个百分点，措施增油控水效果明显。大量油井措施，进一步挖掘了Ⅰ油组油层潜力，控制了部分高含水井Ⅱ油组油层含水率，均衡了储层纵横向动用，有效稳定了区块产量递减。
5、转注井转注原则及效果
加密调整后开发实践证实，受断层遮挡影响区块部分井区注采井网、注采关系不完善，水驱控制程度低，井区累计注采比偏低，连通油井产量递减较快。为此，2011年6月对该井区5口油井补孔后转注，进一步完善了注采关系，水驱控制程度提高39.4个百分点，不连通比例下降40.1个百分点，两向连通比例增加28.1个百分点，多向连通比例增加14.6个百分点，目前已有两个井区的2口油井受效明显，转注效果好。
6、各种综合调整措施整体开发效果
经过区块井网加密调整，及时对区块实施大量精细注水方案调整和堵、补、压等综合调整措施，逐步完善了井组注采关系，改善了Ⅰ、Ⅱ油组注水结构，使区块平面矛盾和层间矛盾得到了较好的缓解，全区宏观整体动用得到了较大提高，自然递减率和含水上升率达到区块投入开发以来的最低水平。
从注水状况来看，加密为注水剖面调整提供了有利条件，通过近两年的调整，强化了I油组注水、控制II油组注水，目前I、II油组平均单层绝对吸水量和注水强度基本接近，吸水剖面得到明显改善，处于相对合理状态；
从产出状况来看，近两年I油组实施了大量增产措施，其压裂厚度比例远大于II油组，两套油组平均单层绝对产油量基本持平，产液剖面也得到显著改善。
7、认识及建议
7.1 精细地质研究成果是注水井层段调整、油井措施选井选层的基础；
7.2 储层纵向非均质性较强的油藏开发中后期，细分重组注水层段能有效降低层段内各小层间非均质性影响；
7.3 贝301区块水井措施效果差，潜力小；油井措施效果整体较好，中轴部效果最好，低边部较差，高边部还有潜力；
7.4 建议对轴部和低边部油井谨慎补射II油组储层。
参考文献
[1]李登科.别古庄油田开发初期综合调整分析.西安石油学院学报.1993，2（8）：8-14
[2]盧军.水驱砂岩油田开发后期注采结构调整实践与探索.石油勘探与开发.1999，1（26）：43-46
关键词：精细地质 综合调整 措施挖潜
中图分类号：TE357
1、区块地质特征及开采简况
1.1 地质特征
1.1.1 构造特征：区块是在基底隆起上发育的构造，发育Ⅰ、Ⅱ两个油组，均为继承性断鼻构造，顶部和中部分别15.25°和14.44°；区块内部广泛发育规模不等的小断层，两油组顶面分别发育14、15条小断层。
1.1.2 沉积特征：区块储层属近岸水下扇，平面上细分为九个沉积微相，其中辩状沟道为最主要的微相类型；纵向上两个长期基准面旋回和四个中期基准面旋回，将油层细分为Ⅰ、Ⅱ两个油组和Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四个砂组，共计25个小层。
1.1.3 储层特征：区块储层以砂、砾岩为主，为多套扇体垂向叠加，平均渗透率44.79×10-3μm2，平均孔隙度19.8%，属中孔中低渗透油藏。四个砂组发育、岩性及物性差异大，储层渗透率变异系数0.65，纵向非均质性强，Ⅱ油组为主力油层。
1.2 开采简况：区块于2002年4月开始三个井组的先导性注水开发现场试验，2003年4月正式投入开发，2004年7月全面投入注水开发，2005年1月份完成分层注水工作，区块进入分层注水开发阶段，同年产量达到历史年产最高水平21.0313×104t；之后产量持续递减，于2009年9月实施加密调整，同时区块步入水驱精细开发挖潜阶段，通过大量综合调整措施，区块较好地完成了油田各项开发指标。目前区块共有油井102口，水井46口，其中分层井40口。
2、注水井注水方案调整原则及效果
区块开发同时受断层、地层倾角、储层平面及纵向非均质性等因素影响，加密调整后井网呈不规则状，井距由200-250m缩至180-190m，水驱控制程度提高，油层地下渗流场重新建立，注采动态不断变化，通过强化注水剖面调整，保证储层均衡有效动用，提高油藏整体开发效果。
2.1 调整做法：进一步细分重组注水层段，减少层间非均质性对油藏开发效果的影响，根据加密后精细地质研究成果认识，一般将砂岩厚度大于20m、单砂层数大于10、隔层在2m以上的具备细分潜力的层段实施细分注水，或将单砂层重新组合，将岩性物性基本一致的单砂层放在一个注水层段，最大程度降低非均质性干扰；加密后降低了为中低渗透层有效驱动压差，为均衡储层动用，依据注采动态适时通过测调控制高渗透、高含水层注水强度，加强中低渗透、低含水层注水强度，以达到提高油藏宏观整体动用效果目的。
2.3 调整效果：加密调整后区块共分6个批次实施注水方案调整，累计细分16口井19个层段，累计重组9口井20个层段，累计测调47井次，增加注水层段15个。对比调整前吸水厚度比例增加14.9%，吸水层数比例增加12.5%，储层水驱动用程度提高。
3、注水井措施原则及效果
加密调整后，区块边部井网控制程度提高，受注水井吸水持续变差影响，连通油井产量递减快，储量动用效果差；区块轴部个别井组注采不完善、注水层段纵向吸水不均衡。
3.1 措施做法：区块注水井历次措施增注效果均不理想，通过改传统高能气体压裂为普通压裂、改传统酸化方式为YMD膜酸化或有机酸酸化，对边部储层物性差或酸化无效的注水井实施压裂，对有一定注水能力但后来突然变差的注水层段实施酸化，对个别吸水好但非均质性强、中低渗透小层被堵塞不吸水的层段实施酸化提高储层纵向吸水比例；同时对个别注采不完善井区补射部分小层完善注采关系。
3.2 措施效果：加密调整后，区块累计YMD酸化4井次，有机酸化6井次，普通压裂4井次，补孔2井次，补压2井次。截止到2011年10月，累计增注2.16000×104m3，平均单井措施有效期仅151天，整体措施效果不理想。主要原因是边部井油层发育差，物性差、与油井连通关系差，措施后未能建立起有效驱动体系。这部分先天发育差的欠注井层，措施增注潜力小。
4、采油井措施原则及效果
经过大量的注水方案调整及增注措施，区块注采剖面得到一定程度改善，中低渗透层地层能量逐步恢复，但受地层倾角大、断层数量多及平面沉积微相复杂影响，部分油井注水不受效、或受效但含水上升快。
4.1 措施做法
4.1.1 压裂：针对储层发育较差的Ⅰ油组储层，及部分位于构造相对高部位或隔相注水不受效的Ⅱ油组储层。
4.1.2 补孔：针对井网未控制的小层，轴部一般补射Ⅰ油组、及部分低含水Ⅱ油组储层，高边部Ⅰ油组断失严重主要补射Ⅱ油组，低边部Ⅱ油组边水活跃主要补射Ⅰ油组。
4.1.3 堵水：针对含水大于80%的高水淹层，全部为Ⅱ油组储层，底部油层居多，位于区块中轴部注水相对好的井区和构造低部位地层水发育井区。
4.2 措施效果：加密调整后，区块油井累计压裂13口，补孔10口，补压9口，补堵7口，（补）堵压4口。累计增油6.1224×104t，平均单井日增油4.4t。其中压裂增油高达2.6587×104t，堵水井综合含水下降41.3个百分点，措施增油控水效果明显。大量油井措施，进一步挖掘了Ⅰ油组油层潜力，控制了部分高含水井Ⅱ油组油层含水率，均衡了储层纵横向动用，有效稳定了区块产量递减。
5、转注井转注原则及效果
加密调整后开发实践证实，受断层遮挡影响区块部分井区注采井网、注采关系不完善，水驱控制程度低，井区累计注采比偏低，连通油井产量递减较快。为此，2011年6月对该井区5口油井补孔后转注，进一步完善了注采关系，水驱控制程度提高39.4个百分点，不连通比例下降40.1个百分点，两向连通比例增加28.1个百分点，多向连通比例增加14.6个百分点，目前已有两个井区的2口油井受效明显，转注效果好。
6、各种综合调整措施整体开发效果
经过区块井网加密调整，及时对区块实施大量精细注水方案调整和堵、补、压等综合调整措施，逐步完善了井组注采关系，改善了Ⅰ、Ⅱ油组注水结构，使区块平面矛盾和层间矛盾得到了较好的缓解，全区宏观整体动用得到了较大提高，自然递减率和含水上升率达到区块投入开发以来的最低水平。
从注水状况来看，加密为注水剖面调整提供了有利条件，通过近两年的调整，强化了I油组注水、控制II油组注水，目前I、II油组平均单层绝对吸水量和注水强度基本接近，吸水剖面得到明显改善，处于相对合理状态；
从产出状况来看，近两年I油组实施了大量增产措施，其压裂厚度比例远大于II油组，两套油组平均单层绝对产油量基本持平，产液剖面也得到显著改善。
7、认识及建议
7.1 精细地质研究成果是注水井层段调整、油井措施选井选层的基础；
7.2 储层纵向非均质性较强的油藏开发中后期，细分重组注水层段能有效降低层段内各小层间非均质性影响；
7.3 贝301区块水井措施效果差，潜力小；油井措施效果整体较好，中轴部效果最好，低边部较差，高边部还有潜力；
7.4 建议对轴部和低边部油井谨慎补射II油组储层。
参考文献
[1]李登科.别古庄油田开发初期综合调整分析.西安石油学院学报.1993，2（8）：8-14
[2]盧军.水驱砂岩油田开发后期注采结构调整实践与探索.石油勘探与开发.1999，1（26）：43-46