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【摘要】英东高台子为天然水驱油藏，由于天然水驱油藏在平面上和纵向上的非均质性强，使边水沿高渗透条带水淹比较严重，在开发过程中，含水上升快，产量递减大。本文以英东高台子152、143、144三个主力区块为例，通过调整合理流压，使区块治理工作取得很好的效果，为今后相对稳产提供了技术保证。
【关键词】天然水驱油藏采收率 合理流压
英东高台子为天然水驱油藏，油层特点为渗透性好，边水能量充足，平面和层内非均质性强的特点。在开发过程中，体现含水上升快，产量递减大的特点。针对区块开发的形势，对区块采取各种策略进行治理，包括边水调剖、堵水调整、非主力层认识和合理流压调整等措施，其中合理流压调整做为投入少，实施方法简单，见效大的特点，对区块治理取得很好的作用，为减缓单井含水上升速度，减缓递减作出一定贡献。
1 区块概况
英东高台子主要包括152、143、144三个主力区块，属于依靠天然能量开发的构造油藏。主要开采层系为青山口组的高台子油层，平均油层埋深为1780米，平均孔隙度17.8%，渗透率185.8毫达西。区块主要特点是地层能量充足，边底水活跃。从2000年底投产到现在，区块核实单井日产一直保持着全厂最高水平。
目前油井总数159口，地质储量966.53，可采储量239.43，地层压力13.8，采油速度0.42，采出程度18.31；综合含水95.08%，单井日产1.1吨，自然递减7.9，综合递减2.93。
2 开发存在问题
区块较强的能量资源，是区块产量、单井产量高的有利保障，但也正是这种极强的边底水能量，导致整个区块从03年开始，由于含水上升导致的自然递减幅度惊人，从此，区块开始大规模的“治水”工程，合理流压，建立边部防水墙等试验项目的开展，为区块控水起到了一定作用，但是，如何有效抑制“水患” 将一直是区块今后开发中所面临的棘手问题。
3 合理流压调整总结评价
针对区块的主要问题，对区块进行大规模调整流压，管理上产工作，已经调整流压21口井，初期日增油15吨，目前日增油6吨，全年已经累计增油1770吨，总体上取得比较好的效果。
针对区块不同的特点，在流压调整政策方面和效果方面都有不同，首先，对区块调整流压的必要性必须明确，由于随着油田开采，地层压力下降，当地层压力低于饱和压力时，油藏会严重脱气，原油粘度增加，含水上升加快；同时，也会由于脱气导致采油指数降低。因此需要对油井保持合理的生产压差。
从区块目前驱动形式看，溶解气驱动指数约占总体驱动能量的20%，因此，合理利用溶解气对于提高采收率是很有必要的。
其次，根据油藏和原油特点，确定出油井最小流压，根据公式算出：
Pwmin/Pb=1/（1-n）*（SQRT（n^2+n*（1-n）*Pr/Pb）-n）
其中 ： n=0.1033*α*T*（1-fw）/293.15/Bo
针对英东高台子的特点，利用公式计算出在不同含水阶段允许的最小流动压力，在中高含水阶段，最低流压不能低于7-9Mpa。
4 分区块合理流压研究
4.1 152区块
通过近几年的实践和试验表明，在英152区块必须控制流压，减小生产压差，才能有效的控制含水上升，通过系统试井和电泵的实施从正反两个方面都说明了这一点。
152区块曾经进行过电泵提液工作，从动态变化看，放大压差后含水上升过快，采收率降低，平面和层内矛盾更加突出，开发效果变差。通过开展区块数值模拟研究，确定了合理流压为12Mpa，为流压调整提供依据。
针对出现的问题，区块开展合理流压研究，通过对两套井网的系统试井表明，两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理，之后逐步按照此标准逐步调整流压。在单井调整上，效果最为明显，取得降水稳油的效果，对区块调整12口井，也取得很好的效果，初期含水下降，全年已经增油450吨。
4.2 143-144区块
在143-144区块，通过区块的历史变化分析看，产液量的增长有助于产油量的上升，因此，在对区块7口井调整参数，取得比较好的效果，调整后含水稳定，产油量大幅度上升，全年已经累计增油1320吨，为上产起到重大作用。
通过英东高台子合理流压和管理，产量大幅度上升，取得重大经济效益，全年已经累计增油1770吨，按照吨油价格1779元/吨计算，创效314.88万元，
5 结论
（1）随着高台子油田开发时间的延长，地层压力下降，当地层压力低于饱和压力时，油藏会严重脱气，原油粘度增加，含水上升加快；同时，也会由于脱气导致采油指数降低，影响油井产量。
（2）实践和实验表明，放大压差后含水上升过快，采收率降低，平面和层内矛盾更加突出，开发效果变差。
（3）合理调整流压，投入少，见效大，对区块治理能够起到很好的作用，为减缓单井含水上升速度，减缓递减作出一定贡献。
（4）区块开展合理流压研究，通过对两套井网的系统试井表明，两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理。
参考文献
[1] 冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术（下）[M].石油工业出版社，1999，7
[2] 李士奎，等.砂岩油田水驱开发研究文集[M].石油工业出版社，2004，7
[3] 韩军，等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究[J].西安石油大学学报，2004，1
[4] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径[J].大庆石油地质与开发，1998，6
[5] 李兴训，等.油藏持续稳产和提高采收率技术[J].新疆石油地质，2002，8
[6] 陈元千.油气藏工程实用方法.石油工业出版社，1999，6
【关键词】天然水驱油藏采收率 合理流压
英东高台子为天然水驱油藏，油层特点为渗透性好，边水能量充足，平面和层内非均质性强的特点。在开发过程中，体现含水上升快，产量递减大的特点。针对区块开发的形势，对区块采取各种策略进行治理，包括边水调剖、堵水调整、非主力层认识和合理流压调整等措施，其中合理流压调整做为投入少，实施方法简单，见效大的特点，对区块治理取得很好的作用，为减缓单井含水上升速度，减缓递减作出一定贡献。
1 区块概况
英东高台子主要包括152、143、144三个主力区块，属于依靠天然能量开发的构造油藏。主要开采层系为青山口组的高台子油层，平均油层埋深为1780米，平均孔隙度17.8%，渗透率185.8毫达西。区块主要特点是地层能量充足，边底水活跃。从2000年底投产到现在，区块核实单井日产一直保持着全厂最高水平。
目前油井总数159口，地质储量966.53，可采储量239.43，地层压力13.8，采油速度0.42，采出程度18.31；综合含水95.08%，单井日产1.1吨，自然递减7.9，综合递减2.93。
2 开发存在问题
区块较强的能量资源，是区块产量、单井产量高的有利保障，但也正是这种极强的边底水能量，导致整个区块从03年开始，由于含水上升导致的自然递减幅度惊人，从此，区块开始大规模的“治水”工程，合理流压，建立边部防水墙等试验项目的开展，为区块控水起到了一定作用，但是，如何有效抑制“水患” 将一直是区块今后开发中所面临的棘手问题。
3 合理流压调整总结评价
针对区块的主要问题，对区块进行大规模调整流压，管理上产工作，已经调整流压21口井，初期日增油15吨，目前日增油6吨，全年已经累计增油1770吨，总体上取得比较好的效果。
针对区块不同的特点，在流压调整政策方面和效果方面都有不同，首先，对区块调整流压的必要性必须明确，由于随着油田开采，地层压力下降，当地层压力低于饱和压力时，油藏会严重脱气，原油粘度增加，含水上升加快；同时，也会由于脱气导致采油指数降低。因此需要对油井保持合理的生产压差。
从区块目前驱动形式看，溶解气驱动指数约占总体驱动能量的20%，因此，合理利用溶解气对于提高采收率是很有必要的。
其次，根据油藏和原油特点，确定出油井最小流压，根据公式算出：
Pwmin/Pb=1/（1-n）*（SQRT（n^2+n*（1-n）*Pr/Pb）-n）
其中 ： n=0.1033*α*T*（1-fw）/293.15/Bo
针对英东高台子的特点，利用公式计算出在不同含水阶段允许的最小流动压力，在中高含水阶段，最低流压不能低于7-9Mpa。
4 分区块合理流压研究
4.1 152区块
通过近几年的实践和试验表明，在英152区块必须控制流压，减小生产压差，才能有效的控制含水上升，通过系统试井和电泵的实施从正反两个方面都说明了这一点。
152区块曾经进行过电泵提液工作，从动态变化看，放大压差后含水上升过快，采收率降低，平面和层内矛盾更加突出，开发效果变差。通过开展区块数值模拟研究，确定了合理流压为12Mpa，为流压调整提供依据。
针对出现的问题，区块开展合理流压研究，通过对两套井网的系统试井表明，两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理，之后逐步按照此标准逐步调整流压。在单井调整上，效果最为明显，取得降水稳油的效果，对区块调整12口井，也取得很好的效果，初期含水下降，全年已经增油450吨。
4.2 143-144区块
在143-144区块，通过区块的历史变化分析看，产液量的增长有助于产油量的上升，因此，在对区块7口井调整参数，取得比较好的效果，调整后含水稳定，产油量大幅度上升，全年已经累计增油1320吨，为上产起到重大作用。
通过英东高台子合理流压和管理，产量大幅度上升，取得重大经济效益，全年已经累计增油1770吨，按照吨油价格1779元/吨计算，创效314.88万元，
5 结论
（1）随着高台子油田开发时间的延长，地层压力下降，当地层压力低于饱和压力时，油藏会严重脱气，原油粘度增加，含水上升加快；同时，也会由于脱气导致采油指数降低，影响油井产量。
（2）实践和实验表明，放大压差后含水上升过快，采收率降低，平面和层内矛盾更加突出，开发效果变差。
（3）合理调整流压，投入少，见效大，对区块治理能够起到很好的作用，为减缓单井含水上升速度，减缓递减作出一定贡献。
（4）区块开展合理流压研究，通过对两套井网的系统试井表明，两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理。
参考文献
[1] 冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术（下）[M].石油工业出版社，1999，7
[2] 李士奎，等.砂岩油田水驱开发研究文集[M].石油工业出版社，2004，7
[3] 韩军，等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究[J].西安石油大学学报，2004，1
[4] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径[J].大庆石油地质与开发，1998，6
[5] 李兴训，等.油藏持续稳产和提高采收率技术[J].新疆石油地质，2002，8
[6] 陈元千.油气藏工程实用方法.石油工业出版社，1999，6