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摘 要：针对A区块开发中存在主要问题，通过开展油藏大调查，明确油藏潜力和挖潜方向；通过转注完善局部注采井网，增加水驱方向；注水井分注、调配及油井堵水等措施改善吸水剖面和产出剖面，提高二、三类层动用程度；对见效油井实施有效提液，增加油井生产能力；强化注采分析管理，抓好动态调水工作，有效控制了区块的含水上升速度，保证了区块稳定生产。
关键词：断块 井况 潜力 注采完善 改善 综合治理
A区块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部，其主要含油层位为沙河街组沙二下亚段，油藏埋深2100-2500m，油藏类型为反向屋脊式断块油藏，含油面积为2.1km2，石油地质储量455×104t，标定采收率32.97%。目前共分三套层系开发，即沙二下1-3、沙二下4-5和沙二下6-8。
1985年7月区块投入试采，1986年6月进入注水开发阶段；1990年通过缩小井距进行注采井网调整；1992年以后逐年在构造高部位及构造复杂带部署少量高效调整井，控制产量递减幅度；1994年进行了以油井堵水、注水井调剖、调配、增注为主的综合治理，解决了部分层间矛盾；1995年以后，注水井井况损坏进入高峰，近几年虽然进行了零散调整，取得了一定效果，但由于综合治理工作量较少，区块开发形势并未得到根本上扭转，开发效果逐年变差。
到2012年4月份，区块开油井20口，日产液758t/d，日产油31t/d，综合含水95.97%，地质采油速度0.25%，地质采出程度25.7%，工业采出程度77.97%，1-4月份自然递减达到17.85%，综合递减达14.73%。开注水井10口，日注水平1179m3/d，月注采比1.52，累积注采比1.33。
一、治理前开发中存在的主要问题
1.油水井井况差，注采井网遭到破坏
统计2012年4月方案利用油水井40口，其中油井25口，注水井15口。井况有问题的油水井共15口，损坏比例37.5%。油井损坏比例28.0%，注水井损坏比例高达53.3%。
由于油水井井况差，注采井网遭到破坏，一些注采调整措施无法实施，注采关系严重失调，地层能量下降，严重削弱了区块的稳产基础。
2.层间矛盾大，水驱效果差
A区块层间渗透率级差达137倍左右，层间非均质较为严重。吸水厚度百分数由2004年的55.7%降低到2012年的41.3%。目前该区块主力油层普遍水淹，水淹厚度百分数达82%，油井表现为特高含水，区块综合含水已高达95.0%以上，水驱效果差。
3.自然递减大，采油速度低
由于已进入特高含水开发阶段，加上油水井损坏严重，区块自然递减居高不下，2010年自然递减达32.8%；2011年自然递减为26.5%；到2012年4月，自然递减已达到17.85%，采油速度仅0.25%。
二、实施综合治理、改善开发指标的主要做法
1.开展油藏大调查，明确区块潜力和挖潜方向
为了改善区块开发效果，2012年4月对油藏展开了油藏大调查，重点对油水井井下技术状况、井网控制状况、注采匹配状况、能量保持及利用状况、小层动用和水淹状况等方面的内容进行了深入细致的调查和论证。
调查认为：造成油藏采油速度低、开发效果差的主要原因是平面上水驱方向单一、水驱效率低；纵向上主力层水淹严重，二、三类层动用程度低，剩余油潜力没有得到充分发挥。下步挖潜方向是通过有效的注采调整减缓平面和层间矛盾，使开发对象平面上向低含水区域、纵向上向二、三类层转移。
根据调查结果，结合现有的工艺条件和井网条件，编制了切实可行的区块综合治理方案。方案共部署油水井工作量26井次，其中油井18井次；水井工作量8口。
治理方案采取了“整体部署、整体实施”的原则，在具体措施的实施过程中，则采取油水井联作的方式保证实施效果。
2.通过转注完善局部注采关系，增加水驱方向
受井况影响，区块目前没有单注S2下4-5层系的注水井，尤其是濮深1断层以南，仅有的2口注水井，新101-8、101-31均为与上層系合注。造成该区域S2下4-5水驱方向和吸水层位单一，水驱控制储量少。为了缓解这种矛盾，利用中部S2下6-8层系注水井101-侧6上返先排液后转注，一方面完善了与侧101-14井S2下4-5的注采关系，另一方面为101-45、101-54增加了水驱方向。
3.通过水井分注、调配及油井堵水等措施改善吸水剖面和产出剖面，提高二、三类层动用程度
为改善区块层间动用状况，通过注水井分注、调配及油井封堵措施，提高二、三类层动用程度。
对二、三类层动用差、主力层仍有剩余油潜力的局部地区，采用水井分注工艺控制主力层吸水量、加强非主力层注水，通过吸水剖面 的改变来改善对应油井的产出剖面。
如101-26井组，通过分注控制主力层S2下53吸水量后，对应油井101-18综合含水由96.4%下降到91.2%，日产油由2.6t/d上升到6.2t/d。
对主力层严重水淹、已无剩余油潜力的地区，通过油水井联作封堵主力层建立二、三类层注采井网。
如新101-8井组，通过与油井101-45联作封堵主力吸水层S2下42后，与另一口油井101-13的S2下3形成注采对应关系，101-13见效后，日产液由35.7t/d上升到97.1t/d，日产油由1.3t/d上升到5.3t/d ，综合含水由96.3%下降到94.5%。
4.对见效油井实施有效提液，增加油井生产能力
通过加强注水结构调整工作，部分油井不同程度见效，为了增加产油能力，在充分考虑油井能量状况、含水状况、对应水井吸水状况的基础上，对见效油井适时进行有效提液。共实施换大泵、下电泵等提液措施10井次，年累计增油1319t。
如文侧101-14井见到101-侧6井的注水效果后，于5月14日换大泵提液，日产液由27.3t/d上升到68.2t/d，日产油由0.6t/d上升到2.3t/d，由于提液后能量充足，又于8月10日下电泵继续提液，日产液上升到129.1t/d，日产油上升到5.4t/d，目前该井生产状况继续变好，日产油达到6.2t/d，累计增油489吨。
5.强化注采分析管理，使动态调水工作常态化
在通过注采结构调整措施改善吸水剖面和产出剖面的同时，强化油藏注采分析管理，及时把握油水井生产动态，抓好注水井动态调水工作，适时进行水量精细调配，5-12月份共调整水量11口井18井次，在有效控制含水上升速度的同时，保证了油井正常稳定的生产。
三、综合治理效果
A区块通过综合治理，开发效果得到明显改善。
1.区块日产油由治理前的31t/d上升到69t/d，日增油38t/d；
2.区块采油速度由0.25%提高到0.55%，上升了0.3个百分点；
3.自然递减大幅度下降，与去年同期相比由24.9%下降到5.3%；
4.综合含水由治理前的95.97%下降到93.48%。
四、几点认识
1.低速开发区块的治理，必须立足于油藏潜力分析，明确挖潜方向，编制切实可行的综合治理方案。
2.治理方案必须整体编制、整体实施，地质、工艺、管理密切配合，油水井同步实施，联作互动，才能确保效果。
3.方案实施过程中要及时跟踪分析，及时把握油藏动态，发现问题及时调整，这样才能保证综合治理后区块效果持续稳定。
作者简介：王继画（1975-）男，汉族，山东成武人，高级工程师，主要从事油田开发工作。
关键词：断块 井况 潜力 注采完善 改善 综合治理
A区块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部，其主要含油层位为沙河街组沙二下亚段，油藏埋深2100-2500m，油藏类型为反向屋脊式断块油藏，含油面积为2.1km2，石油地质储量455×104t，标定采收率32.97%。目前共分三套层系开发，即沙二下1-3、沙二下4-5和沙二下6-8。
1985年7月区块投入试采，1986年6月进入注水开发阶段；1990年通过缩小井距进行注采井网调整；1992年以后逐年在构造高部位及构造复杂带部署少量高效调整井，控制产量递减幅度；1994年进行了以油井堵水、注水井调剖、调配、增注为主的综合治理，解决了部分层间矛盾；1995年以后，注水井井况损坏进入高峰，近几年虽然进行了零散调整，取得了一定效果，但由于综合治理工作量较少，区块开发形势并未得到根本上扭转，开发效果逐年变差。
到2012年4月份，区块开油井20口，日产液758t/d，日产油31t/d，综合含水95.97%，地质采油速度0.25%，地质采出程度25.7%，工业采出程度77.97%，1-4月份自然递减达到17.85%，综合递减达14.73%。开注水井10口，日注水平1179m3/d，月注采比1.52，累积注采比1.33。
一、治理前开发中存在的主要问题
1.油水井井况差，注采井网遭到破坏
统计2012年4月方案利用油水井40口，其中油井25口，注水井15口。井况有问题的油水井共15口，损坏比例37.5%。油井损坏比例28.0%，注水井损坏比例高达53.3%。
由于油水井井况差，注采井网遭到破坏，一些注采调整措施无法实施，注采关系严重失调，地层能量下降，严重削弱了区块的稳产基础。
2.层间矛盾大，水驱效果差
A区块层间渗透率级差达137倍左右，层间非均质较为严重。吸水厚度百分数由2004年的55.7%降低到2012年的41.3%。目前该区块主力油层普遍水淹，水淹厚度百分数达82%，油井表现为特高含水，区块综合含水已高达95.0%以上，水驱效果差。
3.自然递减大，采油速度低
由于已进入特高含水开发阶段，加上油水井损坏严重，区块自然递减居高不下，2010年自然递减达32.8%；2011年自然递减为26.5%；到2012年4月，自然递减已达到17.85%，采油速度仅0.25%。
二、实施综合治理、改善开发指标的主要做法
1.开展油藏大调查，明确区块潜力和挖潜方向
为了改善区块开发效果，2012年4月对油藏展开了油藏大调查，重点对油水井井下技术状况、井网控制状况、注采匹配状况、能量保持及利用状况、小层动用和水淹状况等方面的内容进行了深入细致的调查和论证。
调查认为：造成油藏采油速度低、开发效果差的主要原因是平面上水驱方向单一、水驱效率低；纵向上主力层水淹严重，二、三类层动用程度低，剩余油潜力没有得到充分发挥。下步挖潜方向是通过有效的注采调整减缓平面和层间矛盾，使开发对象平面上向低含水区域、纵向上向二、三类层转移。
根据调查结果，结合现有的工艺条件和井网条件，编制了切实可行的区块综合治理方案。方案共部署油水井工作量26井次，其中油井18井次；水井工作量8口。
治理方案采取了“整体部署、整体实施”的原则，在具体措施的实施过程中，则采取油水井联作的方式保证实施效果。
2.通过转注完善局部注采关系，增加水驱方向
受井况影响，区块目前没有单注S2下4-5层系的注水井，尤其是濮深1断层以南，仅有的2口注水井，新101-8、101-31均为与上層系合注。造成该区域S2下4-5水驱方向和吸水层位单一，水驱控制储量少。为了缓解这种矛盾，利用中部S2下6-8层系注水井101-侧6上返先排液后转注，一方面完善了与侧101-14井S2下4-5的注采关系，另一方面为101-45、101-54增加了水驱方向。
3.通过水井分注、调配及油井堵水等措施改善吸水剖面和产出剖面，提高二、三类层动用程度
为改善区块层间动用状况，通过注水井分注、调配及油井封堵措施，提高二、三类层动用程度。
对二、三类层动用差、主力层仍有剩余油潜力的局部地区，采用水井分注工艺控制主力层吸水量、加强非主力层注水，通过吸水剖面 的改变来改善对应油井的产出剖面。
如101-26井组，通过分注控制主力层S2下53吸水量后，对应油井101-18综合含水由96.4%下降到91.2%，日产油由2.6t/d上升到6.2t/d。
对主力层严重水淹、已无剩余油潜力的地区，通过油水井联作封堵主力层建立二、三类层注采井网。
如新101-8井组，通过与油井101-45联作封堵主力吸水层S2下42后，与另一口油井101-13的S2下3形成注采对应关系，101-13见效后，日产液由35.7t/d上升到97.1t/d，日产油由1.3t/d上升到5.3t/d ，综合含水由96.3%下降到94.5%。
4.对见效油井实施有效提液，增加油井生产能力
通过加强注水结构调整工作，部分油井不同程度见效，为了增加产油能力，在充分考虑油井能量状况、含水状况、对应水井吸水状况的基础上，对见效油井适时进行有效提液。共实施换大泵、下电泵等提液措施10井次，年累计增油1319t。
如文侧101-14井见到101-侧6井的注水效果后，于5月14日换大泵提液，日产液由27.3t/d上升到68.2t/d，日产油由0.6t/d上升到2.3t/d，由于提液后能量充足，又于8月10日下电泵继续提液，日产液上升到129.1t/d，日产油上升到5.4t/d，目前该井生产状况继续变好，日产油达到6.2t/d，累计增油489吨。
5.强化注采分析管理，使动态调水工作常态化
在通过注采结构调整措施改善吸水剖面和产出剖面的同时，强化油藏注采分析管理，及时把握油水井生产动态，抓好注水井动态调水工作，适时进行水量精细调配，5-12月份共调整水量11口井18井次，在有效控制含水上升速度的同时，保证了油井正常稳定的生产。
三、综合治理效果
A区块通过综合治理，开发效果得到明显改善。
1.区块日产油由治理前的31t/d上升到69t/d，日增油38t/d；
2.区块采油速度由0.25%提高到0.55%，上升了0.3个百分点；
3.自然递减大幅度下降，与去年同期相比由24.9%下降到5.3%；
4.综合含水由治理前的95.97%下降到93.48%。
四、几点认识
1.低速开发区块的治理，必须立足于油藏潜力分析，明确挖潜方向，编制切实可行的综合治理方案。
2.治理方案必须整体编制、整体实施，地质、工艺、管理密切配合，油水井同步实施，联作互动，才能确保效果。
3.方案实施过程中要及时跟踪分析，及时把握油藏动态，发现问题及时调整，这样才能保证综合治理后区块效果持续稳定。
作者简介：王继画（1975-）男，汉族，山东成武人，高级工程师，主要从事油田开发工作。