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摘 要：南一区丙东块自2012年以来开始集中出现萨O组套损，成片套损使原油生产和经济效益受到了严重的影响。也增加了区块调整的难度，通过对南一区套损原因的初步分析认为，由于区块间、油层间、同一油层平面上的非均质性及注采不完善等因素的综合影响，形成了异常高压层，从而造成套损。认为只有经过注水与产液结构的同步有机调整，使区块间、层系间及井组间的油层压力合理分布，才是防止套损的有效方法。
关键词：注采不完善;层间压力差异
1、基本概况
1.1、基础井网开发阶段
南一区东块1960年5月投入开发，针对主力油层分两套井网开采。葡Ⅰ组采用行列注水方式;萨+葡Ⅱ+高Ⅰ组油层采用不规则四点法面积注水方式。
1.2、加密井网开发阶段
为解决层间矛盾大、注采井距不均匀的问题，分别于1988年、2002-2003年陆续进行加密调整。2014年为了加大水驱控制程度，进行三次加密井网调整
1.3、砂体发育类型
南一区东块萨葡油层属于河流―三角洲沉积。根据精细地质研究成果，按砂体在平面上的分布特点，将其划分为2种沉积亚相7种砂体沉积类型。总体来看，砂体类型微相各异、平面展布复杂、非均质严重
2、区块存在的主要矛盾
区块集中出现套损，成片套损使原油生产和经济效益受到了严重的影响
自2012年5月以来，南一区集中出现套损，套损类型以错断为主，最小通径为41mm，向南、北逐步以变形、拔不动为主
（1）从已验证的61口井看，套损层位主要集中在SO组
（2）从套损发现时间以及地层纵向上看，萨零组共发生32口，占61.4%，其他层位零星分布，从纵向上看，浅层发生比较集中
（3）从套变单井的作业时间看，套损发生时间主要集中在2012-2014年
其中3年以内作业过的井38口，占54.3%。作业时间大于10年的井，由于距上次作业时间较长，套损发生时间难以确定
套损原因分析
南一区萨葡套损井从发生区域、井数、层位上看，SO组都占比例最大，因此，作为主要分析对象进行分析
由于萨O组套损集中发生在南一区东部，因此划分为套损区与非套损区，从静态资料与动态数据两方面进行对比分析
静态资料
一是套损井分布在砂体变差区域，存在憋压条件
萨I、萨II单元，均属于过渡状、坨状三角洲内前缘相沉积砂体，水下河道规模小，连续性也较差，表外储层及尖灭区以小条带状、孤立散状分布且各沉积单元有较明显的从西至东油层发育情况逐渐变差的特点，存在憋压的地质条件
二是套损区平均单井射开的小层数，砂岩与有效厚度均低于非套损区
动态数据
一是区域间地层压差大
南区套损区与东区区域间压差逐年增大，到2010-2011年达1.26，地层压力不均衡，易发生套损，南区非套损区与中区东部之间的压力差异相对平稳
二是区域内吸水状况差异大
从同位素资料反映，套损区内萨II组射开厚度比例与吸水比例明显不符
三是平面上压力分布不均衡
从南一区连续5年的注采比来看，套损区的注采比一直高于全区和非套损区，区域内注采长期失衡也是导致套损的主要因素
四是层间存在浸水域、进水通道及异常高压层
油层部位套损主要是注采关系不合理造成的异常高压层;非油层组套损是由于非油层部位进水、是固井质量差、注入水窜造成。
综上所述，相邻区域间压力差异过大，以及萨II组以上压力水平较高，存在憋压现象，是南一区套损的主要原因。
3、调整思路及治理对策
南一区萨葡套损区调控整体思路：
总体思路：以缩小平面压力差异、保持注采平衡为主旨
实施原则：核实井况、确定边界，停注泄压，及时大修、恢复注采
具体做法：
3.1调控结合，套损中心区停注萨Ⅱ4以上井段，区域内下调萨II15+16以上注水强度，减缓憋压套损
对全区内射开萨II组的井，对萨II4以上层段全部停注，对萨II15+16以上井下调注水强度到4以下
3.2对套损区内注水井全面查套，消灭进水源头
在已有的萨0组套损区得到有效控制后，为了防止套损进一步外扩，对非套损区进行全面查套。
3.3采油井加大提液力度，逐步缩小与相邻区块的压力差异
控制注水强度的同时，加强采油井提液力度，稳定降低区块的地层压力水平。
3.4加大大修力度，完善注采关系
至目前，已治理注水井25口，日恢复注水2774m3
治理采油井15口，日恢复产油44.6吨
油井更新6口，日增油16.3t
水井更新1口，日增注70m3
4、调整效果分析
自发生套损至目前，通过大力治理，區块SO组套损井数下降，形势趋于稳定，套损井数明显减少，生产能力得到恢复，注采比也逐步趋于合理
5、下步工作建议
5.1对全区吸水剖面进行筛查
1、对老注水井历史同位素单层显示相对吸水量大于30%的油层，要进行分析隐患排查，对有注无采、注大于采、厚注薄采的层进行控制或停止注水。
2、对固井质量差管外上窜的注水井要停止注水或将上窜油层光过停止注水。
5.2完善注采关系，恢复区块注采比
6、几点认识
一是南一区萨葡油层套损点所在的薄差油层平面矛盾突出，由于砂体平面上连续性差，注采不完善井区较多，易导致憋压套损。
二是相邻区域间压力差异过大，存在憋压现象，且非油层组套损是由于非油层部位进水、是固井质量差、注入水窜造成是南一区套损的主要原因。
三是强化跟踪调整注采平衡，努力缩小平面压力差异，稳定降低高压层注水强度，对套损区的稳定起到了积极作用。
参考文献
[1]叶庆全，袁敏，油气田开发常用名词解释，石油工业出版社，2008年
[2]张厚福，方朝亮等，石油地质学，石油工业出版社，2005年
关键词：注采不完善;层间压力差异
1、基本概况
1.1、基础井网开发阶段
南一区东块1960年5月投入开发，针对主力油层分两套井网开采。葡Ⅰ组采用行列注水方式;萨+葡Ⅱ+高Ⅰ组油层采用不规则四点法面积注水方式。
1.2、加密井网开发阶段
为解决层间矛盾大、注采井距不均匀的问题，分别于1988年、2002-2003年陆续进行加密调整。2014年为了加大水驱控制程度，进行三次加密井网调整
1.3、砂体发育类型
南一区东块萨葡油层属于河流―三角洲沉积。根据精细地质研究成果，按砂体在平面上的分布特点，将其划分为2种沉积亚相7种砂体沉积类型。总体来看，砂体类型微相各异、平面展布复杂、非均质严重
2、区块存在的主要矛盾
区块集中出现套损，成片套损使原油生产和经济效益受到了严重的影响
自2012年5月以来，南一区集中出现套损，套损类型以错断为主，最小通径为41mm，向南、北逐步以变形、拔不动为主
（1）从已验证的61口井看，套损层位主要集中在SO组
（2）从套损发现时间以及地层纵向上看，萨零组共发生32口，占61.4%，其他层位零星分布，从纵向上看，浅层发生比较集中
（3）从套变单井的作业时间看，套损发生时间主要集中在2012-2014年
其中3年以内作业过的井38口，占54.3%。作业时间大于10年的井，由于距上次作业时间较长，套损发生时间难以确定
套损原因分析
南一区萨葡套损井从发生区域、井数、层位上看，SO组都占比例最大，因此，作为主要分析对象进行分析
由于萨O组套损集中发生在南一区东部，因此划分为套损区与非套损区，从静态资料与动态数据两方面进行对比分析
静态资料
一是套损井分布在砂体变差区域，存在憋压条件
萨I、萨II单元，均属于过渡状、坨状三角洲内前缘相沉积砂体，水下河道规模小，连续性也较差，表外储层及尖灭区以小条带状、孤立散状分布且各沉积单元有较明显的从西至东油层发育情况逐渐变差的特点，存在憋压的地质条件
二是套损区平均单井射开的小层数，砂岩与有效厚度均低于非套损区
动态数据
一是区域间地层压差大
南区套损区与东区区域间压差逐年增大，到2010-2011年达1.26，地层压力不均衡，易发生套损，南区非套损区与中区东部之间的压力差异相对平稳
二是区域内吸水状况差异大
从同位素资料反映，套损区内萨II组射开厚度比例与吸水比例明显不符
三是平面上压力分布不均衡
从南一区连续5年的注采比来看，套损区的注采比一直高于全区和非套损区，区域内注采长期失衡也是导致套损的主要因素
四是层间存在浸水域、进水通道及异常高压层
油层部位套损主要是注采关系不合理造成的异常高压层;非油层组套损是由于非油层部位进水、是固井质量差、注入水窜造成。
综上所述，相邻区域间压力差异过大，以及萨II组以上压力水平较高，存在憋压现象，是南一区套损的主要原因。
3、调整思路及治理对策
南一区萨葡套损区调控整体思路：
总体思路：以缩小平面压力差异、保持注采平衡为主旨
实施原则：核实井况、确定边界，停注泄压，及时大修、恢复注采
具体做法：
3.1调控结合，套损中心区停注萨Ⅱ4以上井段，区域内下调萨II15+16以上注水强度，减缓憋压套损
对全区内射开萨II组的井，对萨II4以上层段全部停注，对萨II15+16以上井下调注水强度到4以下
3.2对套损区内注水井全面查套，消灭进水源头
在已有的萨0组套损区得到有效控制后，为了防止套损进一步外扩，对非套损区进行全面查套。
3.3采油井加大提液力度，逐步缩小与相邻区块的压力差异
控制注水强度的同时，加强采油井提液力度，稳定降低区块的地层压力水平。
3.4加大大修力度，完善注采关系
至目前，已治理注水井25口，日恢复注水2774m3
治理采油井15口，日恢复产油44.6吨
油井更新6口，日增油16.3t
水井更新1口，日增注70m3
4、调整效果分析
自发生套损至目前，通过大力治理，區块SO组套损井数下降，形势趋于稳定，套损井数明显减少，生产能力得到恢复，注采比也逐步趋于合理
5、下步工作建议
5.1对全区吸水剖面进行筛查
1、对老注水井历史同位素单层显示相对吸水量大于30%的油层，要进行分析隐患排查，对有注无采、注大于采、厚注薄采的层进行控制或停止注水。
2、对固井质量差管外上窜的注水井要停止注水或将上窜油层光过停止注水。
5.2完善注采关系，恢复区块注采比
6、几点认识
一是南一区萨葡油层套损点所在的薄差油层平面矛盾突出，由于砂体平面上连续性差，注采不完善井区较多，易导致憋压套损。
二是相邻区域间压力差异过大，存在憋压现象，且非油层组套损是由于非油层部位进水、是固井质量差、注入水窜造成是南一区套损的主要原因。
三是强化跟踪调整注采平衡，努力缩小平面压力差异，稳定降低高压层注水强度，对套损区的稳定起到了积极作用。
参考文献
[1]叶庆全，袁敏，油气田开发常用名词解释，石油工业出版社，2008年
[2]张厚福，方朝亮等，石油地质学，石油工业出版社，2005年