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摘 要：注水是我国油田开发的一种十分重要的开采方式[1]。全面注水技术是油田采油后期应用技术之一。合理应用全面注水技术可得到很好的采收率。海外河油田海26块应用全面采油技术，采收率由初期的13.3%提高到22.5%，同时在含水上升速率，维持地层压力和加强井网控制能力方面体现出较好的控制作用。
关键词：全面注水技术；采油；采收率
引言
海外河油田是位于辽河断陷中央隆起南端倾没带南端的一个中型油气田，海26块构造位置位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的南端，是海外河油田的一个主力区块，已经历了基础井网形成阶段和井网加密调整阶段，现进行全面注水开发阶段,取得较好的效果。
1 主要地质特征概况
海26块属断裂发育、构造复杂；含油井段长、层数多、储层非均质性强，且胶结疏松，出砂严重；油藏类型多，油水关系复杂；油品性质差，原油粘度高且差别大。
2 全面注水实施过程
基于海26块油藏地质特征，自1989年9月开始实施基础井网至1999年，已经历了基础井网形成阶段和井网加密调整阶段，现进行全面注水开发阶段，全面注水实施过程如下：
2.1 细分开发层系，提高储量动用程度
因一套层系开发，油井多层合采，受储层非均质性及原油粘度差异的影响，层间干扰严重，油层动用程度仅为44.9%。2000年开始对海26块进行细分层系注水调整，总体上按一套层系，局部在18-30块主体部位分三套层系，在20-30块主体部位分二套层系进行开采。投产层系调整井39口，实施后砂岩连通系数由66%提高到75%，调整井平均日产油水平294t/d，年累积产油9.70×104t。目前分采区采出程度比全块高出3.5%。
2.2 合理有效注水，优化注水结构
2.2.1 针对不同的油藏类型，采取不同的注水方式逐渐完善注采井网
在细分开发层系的基础上，在分采區实行面积注水，两分采区注采井数比由调整前的1：12上升到调整后的1：2.7，油井受效状况得到明显改善，受效井数由7口增加到72口，受效比例由8.9%提高到91.1%，其中双向以上受效井由2口增加到27口，比例由2.5%提高到34.2%。
复杂断块由于面积小且破碎、油层连通差，结合小层沉积相分析对其实行点状注水，注采井数比由1：7.9 提高到1：5.6。
2.2.2 分层注水，有效提高纵向上水驱动用程度
该块注水开发早期采取笼统注水，由于储层纵向上非均质性造成相对吸水较少的低渗透层所对应的油井受效甚微，而吸水量较大的高渗透层所对应的油井水淹严重，层间矛盾十分突出。在这种情况下，加大注水井分层注水力度，先后采用偏心、同心、三管三种分注技术，并在实践中逐步摸索并形成三管注水与周期注水相结合的适合油藏地质特点的分注技术。2000年以来，分注井数由2口增加到49口，分注层段数由4个增加到133个，注水井分注率由11.1%提高到94.2%，油层水驱动用程度由42.5%提高到64.2%。
2.2.3 开展周期注水试验，改善水驱效果
针对稠油注水单层突进、层内指进、舌进严重的特点，通过周期注水周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定压力场，使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，增大波及系数及洗油效率，提高采收率。周期注水同时也解决日注水量低于15m3/d的注水井冬季管线冻堵的管理难题。2004年以来，先后实施28井次，增油0.61×104t。
2.3 精细剩余油分布规律研究，优化产液结构
2.3.1 利用监测资料结合动态分析，实施油井找堵水
运用C/O、IPR测井、硼-中子寿命测井等技术对剩余油饱和度进行监测，研究水淹规律，结合动态分析实施找堵水114井次，累增油2.77×104t。
2.3.2 利用侧钻技术完善注采井网,挖掘剩余油
受储层特征、微构造和注采关系影响，油层水淹状况差异较大，剩余油分布不均。利用套变停产井及新海27块停产井侧钻，完善海26块注采井网，进行剩余油挖潜。2000年以来共实施侧钻井53口，合计年增油3.25×104t。
2.3.3 多种防砂技术治理出砂井
针对地层细砂岩、粉砂岩比例占80%，出砂严重的特点，逐渐摸索出地层深部防砂和螺杆泵排砂以及筛管防砂和氟硼酸防砂的两主两辅防排砂技术体系。共实施防排砂措施174井次，其中防砂118井次。
3 全面注水实施结果
坚持边开发、边认识、边治理的原则，不断提高油藏认识，改善复杂断块稠油油藏注水开发效果，主要表现为以下几个方面：
3.1 注水井网控制能力得到加强
目前平面上储量动用程度在80%以上，井网密度为54口/km2，150m井距下的储层连通系数60%，注采井数比由1∶7.9提高到目前的1∶3.8，水驱控制程度由（下转第106页）36.9%提高到68.0%，水驱动用程度由42.5%提高到64.2%。
3.2 地层压力保持相对稳定
地层压力保持在饱合压力以上开采，d1地层压力偏小为13.9Mpa，d3地层压力偏高为18.1Mpa，平均地层压力为14.7Mpa。
3.3 含水上升速度得到控制
通过细分层系和注采系统完善，油藏含水上升速度得到有效控制，含水上升率由由7.2%下到0.8%。
3.4 递减率降低
通过以细分层系为中心的综合调整，油藏递减率不断下降，自然递减率由2000年的35.52%下降到目前的16.41%，综合递减率由18.07%下降到9.31%。
3.5 采收率提高
通过不断调整，油藏采收率由初期的13.3%提高到22.5%。
4 结论
全面注水技术虽然是油田采油后期较为成熟的应用技术之一。但只要合理应用，全面注水技术仍可得到很好的采收率，同时在含水上升速率，维持地层压力和加强井网控制能力方面体现出较好的作用，为采油厂稳定生产提供切实有力的保障。
参考文献
[1]万仁溥，罗英俊。采油技术手册，1
关键词：全面注水技术；采油；采收率
引言
海外河油田是位于辽河断陷中央隆起南端倾没带南端的一个中型油气田，海26块构造位置位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的南端，是海外河油田的一个主力区块，已经历了基础井网形成阶段和井网加密调整阶段，现进行全面注水开发阶段,取得较好的效果。
1 主要地质特征概况
海26块属断裂发育、构造复杂；含油井段长、层数多、储层非均质性强，且胶结疏松，出砂严重；油藏类型多，油水关系复杂；油品性质差，原油粘度高且差别大。
2 全面注水实施过程
基于海26块油藏地质特征，自1989年9月开始实施基础井网至1999年，已经历了基础井网形成阶段和井网加密调整阶段，现进行全面注水开发阶段，全面注水实施过程如下：
2.1 细分开发层系，提高储量动用程度
因一套层系开发，油井多层合采，受储层非均质性及原油粘度差异的影响，层间干扰严重，油层动用程度仅为44.9%。2000年开始对海26块进行细分层系注水调整，总体上按一套层系，局部在18-30块主体部位分三套层系，在20-30块主体部位分二套层系进行开采。投产层系调整井39口，实施后砂岩连通系数由66%提高到75%，调整井平均日产油水平294t/d，年累积产油9.70×104t。目前分采区采出程度比全块高出3.5%。
2.2 合理有效注水，优化注水结构
2.2.1 针对不同的油藏类型，采取不同的注水方式逐渐完善注采井网
在细分开发层系的基础上，在分采區实行面积注水，两分采区注采井数比由调整前的1：12上升到调整后的1：2.7，油井受效状况得到明显改善，受效井数由7口增加到72口，受效比例由8.9%提高到91.1%，其中双向以上受效井由2口增加到27口，比例由2.5%提高到34.2%。
复杂断块由于面积小且破碎、油层连通差，结合小层沉积相分析对其实行点状注水，注采井数比由1：7.9 提高到1：5.6。
2.2.2 分层注水，有效提高纵向上水驱动用程度
该块注水开发早期采取笼统注水，由于储层纵向上非均质性造成相对吸水较少的低渗透层所对应的油井受效甚微，而吸水量较大的高渗透层所对应的油井水淹严重，层间矛盾十分突出。在这种情况下，加大注水井分层注水力度，先后采用偏心、同心、三管三种分注技术，并在实践中逐步摸索并形成三管注水与周期注水相结合的适合油藏地质特点的分注技术。2000年以来，分注井数由2口增加到49口，分注层段数由4个增加到133个，注水井分注率由11.1%提高到94.2%，油层水驱动用程度由42.5%提高到64.2%。
2.2.3 开展周期注水试验，改善水驱效果
针对稠油注水单层突进、层内指进、舌进严重的特点，通过周期注水周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定压力场，使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，增大波及系数及洗油效率，提高采收率。周期注水同时也解决日注水量低于15m3/d的注水井冬季管线冻堵的管理难题。2004年以来，先后实施28井次，增油0.61×104t。
2.3 精细剩余油分布规律研究，优化产液结构
2.3.1 利用监测资料结合动态分析，实施油井找堵水
运用C/O、IPR测井、硼-中子寿命测井等技术对剩余油饱和度进行监测，研究水淹规律，结合动态分析实施找堵水114井次，累增油2.77×104t。
2.3.2 利用侧钻技术完善注采井网,挖掘剩余油
受储层特征、微构造和注采关系影响，油层水淹状况差异较大，剩余油分布不均。利用套变停产井及新海27块停产井侧钻，完善海26块注采井网，进行剩余油挖潜。2000年以来共实施侧钻井53口，合计年增油3.25×104t。
2.3.3 多种防砂技术治理出砂井
针对地层细砂岩、粉砂岩比例占80%，出砂严重的特点，逐渐摸索出地层深部防砂和螺杆泵排砂以及筛管防砂和氟硼酸防砂的两主两辅防排砂技术体系。共实施防排砂措施174井次，其中防砂118井次。
3 全面注水实施结果
坚持边开发、边认识、边治理的原则，不断提高油藏认识，改善复杂断块稠油油藏注水开发效果，主要表现为以下几个方面：
3.1 注水井网控制能力得到加强
目前平面上储量动用程度在80%以上，井网密度为54口/km2，150m井距下的储层连通系数60%，注采井数比由1∶7.9提高到目前的1∶3.8，水驱控制程度由（下转第106页）36.9%提高到68.0%，水驱动用程度由42.5%提高到64.2%。
3.2 地层压力保持相对稳定
地层压力保持在饱合压力以上开采，d1地层压力偏小为13.9Mpa，d3地层压力偏高为18.1Mpa，平均地层压力为14.7Mpa。
3.3 含水上升速度得到控制
通过细分层系和注采系统完善，油藏含水上升速度得到有效控制，含水上升率由由7.2%下到0.8%。
3.4 递减率降低
通过以细分层系为中心的综合调整，油藏递减率不断下降，自然递减率由2000年的35.52%下降到目前的16.41%，综合递减率由18.07%下降到9.31%。
3.5 采收率提高
通过不断调整，油藏采收率由初期的13.3%提高到22.5%。
4 结论
全面注水技术虽然是油田采油后期较为成熟的应用技术之一。但只要合理应用，全面注水技术仍可得到很好的采收率，同时在含水上升速率，维持地层压力和加强井网控制能力方面体现出较好的作用，为采油厂稳定生产提供切实有力的保障。
参考文献
[1]万仁溥，罗英俊。采油技术手册，1