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摘要：乾130区块自2002年采取先采油后注水开发方式以来，注水状况差，产量递减快，地下亏空严重。2011年初该区块股权变更后，对该区块注水采取了较为经济办法进行了全面治理，两年来，区块原油产量实现翻番，注水全面见效。对探索低渗透边远小油田经济注水开发技术政策研究具有重要的指导意义。
关键词：岩性构造 边远 小油田 注水
1 油田开发现状
乾130区块2002年4月6日投入开发，含油面积9.5平方公里，地质储量206万吨。在井网的选择上采用排距为150m、井距为400m菱形反九点面积井网，先采油后注水的方式进行开发生产。于2005年至2007年先后转注了7口注水井。2009年由于原油价格大幅度下降和限产影响，当时资金紧张，以及投资方寻求转让等原因未能够及时进行改造，导致区块注水状况变差，已不能适应油田注水开发的需要。主要表现在两个方面：（1）水源供水不足，水质严重超标。（2）注水管网内结垢、外腐蚀十分严重。
2 乾130区块老区油田开发形势
2.1 老区历年产油量构成情况
2.2 2012年开发生产主要指标完成情况
3 两年来注水工作主要做法
3.1加大投入，不断改造完善注水系统
乾130区块在2011年以前注水系统状况差、问题多，股权变更后，两年来彻底改善了油田注水系统状况。（1）转注油井5口，完善了老区注采井网结构，使油水井数比由原来的5.0下降到2.5。增加油井受效方向13个，老区水驱控制程度达到95.3%。（2）新建注水撬装房3座。安装高压注水泵3台，打水源井1口，彻底实现了清污水分注，改善了注水水质，满足了地质配水的需要。（3）更换注水管网1200米，全部为玻璃钢防腐油管；维修了注水阀门、分水器等，保证了水井正常注水时率。
3.2 优化注水方案，搞好注水调整
注水政策界限的制定是油田注水开发的核心和灵魂，随着油田开发的不同阶段需要进行相应的调整。近几年来我们根据乾130区块的油藏的实际状况出发，主要采取了三种方法进行研究：
（1）根据物质平衡理论计算合理的注采比，确定水井配注量。首先计算注采井组的油田平衡注采比，结合油田开发最佳地层压力区间，以及合理的压力恢复速度确定合理的注采比。
（2）根据区块月度、季度注采比、注水量和油田开发主要指标的关系确定合理的注采比。
（3）采用稳升井组的办法确定油田合理的注采比。
在区块总体注水政策的指导下调整注水结构，确保区块有效合理注水。在剖面上应用油水井生产资料和综合动态分析确定单井产液、产油、含水、地层压力以及对应注水量的关系，合理确定单井注水量和注采比，实现了油田注水量在剖面上由注水强度较大的、水驱程度较高的井层转移到注水强度较小的、水驱程度差、不见效的井层。针对油层单一、空亏大，脱气重的开发现状，制定了“完善注采井网、温合脉冲注水、缓慢恢复地层能量、避免暴性水淹”的注水技术政策和指导思想，运用最经济的挖潜手段，逐步改善了区块的开发效果。
3.3 加强注采相应关系分析，搞好单井层段配注
注水工作是油田开发中的核心工作，而注水方案是否合理可谓重中之重，这直接影响到油田注水开发效果的好坏。搞好单井配注需要有坚实的基础工作做保证。首先是要建立注水井层段与相关油井的动态档案，进行跟踪分析，不断校正井层间的注采关系和相关联的程度；其次是进行井组动态分析，在此基础上制定下一步的注水方案。
制定的原则为单一对应分析，全面综合评价。具体方法是，以注水井的注水层段为基础单元，分析每个注水单元与周围每口相关联的油井的相关关系及相关程度，并确定出使每口油井注水效果达到最佳的水量值，然后将这些不同的水量值进行综合分析评价，确定这一注水单元的最佳水量和配注方案。
3.4 开展周期注水，提高水驱油效果
周期注水又称间歇注水、或脉冲注水，是一种不稳定的注水采油方法。通过注水井的交替开关，在油层中形成不稳定的脉冲压力状态，使油层不断地经历升压和降压两个过程，人为地造成储层压力扰动，使得死油区的形状、位置和大小发生一系列变化，充分利用毛细管力和弹性力的作用，扩大注入水波及系数，提高驱油效率。该项技术在乾130区块2005-2006年进行了先导试验，主要采取了短周期脉冲注水和间采间注两种方式，取得了明显的控水稳油效果。仅2012年就实施了7井次，一方面控制了东西向油井含水上升的速度，另一方面达到了注水井组均衡受效。
3.5 完善注采井网，合理补充地下能量、增加注水波及面积
2011年以来，我们在乾130老区相继又转注了5口油井，到目前老区共有油井30口，注水井12口，完善了注采井网，使油井增加了13个受效方向，油田水驱控制程度达到95.3%，整个老区日产油上升，综合含水下降。区块油田开发取得了前所未有的好效果。
3.6 提高水井注水能力，改善注水井吸水剖面
由于前些年注入水质不合格，机杂严重超标，造成老区4口注水井注不进水。针对这一问题，两年来我们多次进行论证，集思广益，在水井增注上采取了许多方法， 包括增压泵、热造缝纳米活性剂解堵、射孔压裂等措施。通过分析找出了水井注不进水的原因。从对注水井6-8套管内壁结垢的化验分析看，结垢物中泥质成份含量高，而钙、镁等金属离子形成的盐类结垢物成份较少，这样造成水井注不进水，不单纯是套管内壁处炮眼的堵塞，沉积在井筒附近油层的结垢物也有一定的厚度。目前4口注水井措施后，注入压力下降了53.6%，地层吸收能力增强，改善了注水井吸收剖面，2012年累积增加注水量1025立方米。
4 结论与认识
（1）岩性构造小油田要保持油田的高效开发，利润最大化，必须进行经济注水开发。
（2）岩性构造小油田的注水，可采取灵活多样的撬装泵房注水工艺技术。使用比较经济的办法，解决了远离生产区小油田注水开发的需要。
（3）地下能量亏空，晚期注水开发的岩性构造的小油田可采取小注采比、自然扩散、非常规不稳定的温和注水技术政策，以提高水驱油面积，减少油层三大矛盾，防止油井过早见水。
（4）在注水开发的过程中，油井要严格控制动液面和下泵深度，保持合理的流压进行生产，防止油藏脱气和暴性水淹，降低油田采收率。
关键词：岩性构造 边远 小油田 注水
1 油田开发现状
乾130区块2002年4月6日投入开发，含油面积9.5平方公里，地质储量206万吨。在井网的选择上采用排距为150m、井距为400m菱形反九点面积井网，先采油后注水的方式进行开发生产。于2005年至2007年先后转注了7口注水井。2009年由于原油价格大幅度下降和限产影响，当时资金紧张，以及投资方寻求转让等原因未能够及时进行改造，导致区块注水状况变差，已不能适应油田注水开发的需要。主要表现在两个方面：（1）水源供水不足，水质严重超标。（2）注水管网内结垢、外腐蚀十分严重。
2 乾130区块老区油田开发形势
2.1 老区历年产油量构成情况
2.2 2012年开发生产主要指标完成情况
3 两年来注水工作主要做法
3.1加大投入，不断改造完善注水系统
乾130区块在2011年以前注水系统状况差、问题多，股权变更后，两年来彻底改善了油田注水系统状况。（1）转注油井5口，完善了老区注采井网结构，使油水井数比由原来的5.0下降到2.5。增加油井受效方向13个，老区水驱控制程度达到95.3%。（2）新建注水撬装房3座。安装高压注水泵3台，打水源井1口，彻底实现了清污水分注，改善了注水水质，满足了地质配水的需要。（3）更换注水管网1200米，全部为玻璃钢防腐油管；维修了注水阀门、分水器等，保证了水井正常注水时率。
3.2 优化注水方案，搞好注水调整
注水政策界限的制定是油田注水开发的核心和灵魂，随着油田开发的不同阶段需要进行相应的调整。近几年来我们根据乾130区块的油藏的实际状况出发，主要采取了三种方法进行研究：
（1）根据物质平衡理论计算合理的注采比，确定水井配注量。首先计算注采井组的油田平衡注采比，结合油田开发最佳地层压力区间，以及合理的压力恢复速度确定合理的注采比。
（2）根据区块月度、季度注采比、注水量和油田开发主要指标的关系确定合理的注采比。
（3）采用稳升井组的办法确定油田合理的注采比。
在区块总体注水政策的指导下调整注水结构，确保区块有效合理注水。在剖面上应用油水井生产资料和综合动态分析确定单井产液、产油、含水、地层压力以及对应注水量的关系，合理确定单井注水量和注采比，实现了油田注水量在剖面上由注水强度较大的、水驱程度较高的井层转移到注水强度较小的、水驱程度差、不见效的井层。针对油层单一、空亏大，脱气重的开发现状，制定了“完善注采井网、温合脉冲注水、缓慢恢复地层能量、避免暴性水淹”的注水技术政策和指导思想，运用最经济的挖潜手段，逐步改善了区块的开发效果。
3.3 加强注采相应关系分析，搞好单井层段配注
注水工作是油田开发中的核心工作，而注水方案是否合理可谓重中之重，这直接影响到油田注水开发效果的好坏。搞好单井配注需要有坚实的基础工作做保证。首先是要建立注水井层段与相关油井的动态档案，进行跟踪分析，不断校正井层间的注采关系和相关联的程度；其次是进行井组动态分析，在此基础上制定下一步的注水方案。
制定的原则为单一对应分析，全面综合评价。具体方法是，以注水井的注水层段为基础单元，分析每个注水单元与周围每口相关联的油井的相关关系及相关程度，并确定出使每口油井注水效果达到最佳的水量值，然后将这些不同的水量值进行综合分析评价，确定这一注水单元的最佳水量和配注方案。
3.4 开展周期注水，提高水驱油效果
周期注水又称间歇注水、或脉冲注水，是一种不稳定的注水采油方法。通过注水井的交替开关，在油层中形成不稳定的脉冲压力状态，使油层不断地经历升压和降压两个过程，人为地造成储层压力扰动，使得死油区的形状、位置和大小发生一系列变化，充分利用毛细管力和弹性力的作用，扩大注入水波及系数，提高驱油效率。该项技术在乾130区块2005-2006年进行了先导试验，主要采取了短周期脉冲注水和间采间注两种方式，取得了明显的控水稳油效果。仅2012年就实施了7井次，一方面控制了东西向油井含水上升的速度，另一方面达到了注水井组均衡受效。
3.5 完善注采井网，合理补充地下能量、增加注水波及面积
2011年以来，我们在乾130老区相继又转注了5口油井，到目前老区共有油井30口，注水井12口，完善了注采井网，使油井增加了13个受效方向，油田水驱控制程度达到95.3%，整个老区日产油上升，综合含水下降。区块油田开发取得了前所未有的好效果。
3.6 提高水井注水能力，改善注水井吸水剖面
由于前些年注入水质不合格，机杂严重超标，造成老区4口注水井注不进水。针对这一问题，两年来我们多次进行论证，集思广益，在水井增注上采取了许多方法， 包括增压泵、热造缝纳米活性剂解堵、射孔压裂等措施。通过分析找出了水井注不进水的原因。从对注水井6-8套管内壁结垢的化验分析看，结垢物中泥质成份含量高，而钙、镁等金属离子形成的盐类结垢物成份较少，这样造成水井注不进水，不单纯是套管内壁处炮眼的堵塞，沉积在井筒附近油层的结垢物也有一定的厚度。目前4口注水井措施后，注入压力下降了53.6%，地层吸收能力增强，改善了注水井吸收剖面，2012年累积增加注水量1025立方米。
4 结论与认识
（1）岩性构造小油田要保持油田的高效开发，利润最大化，必须进行经济注水开发。
（2）岩性构造小油田的注水，可采取灵活多样的撬装泵房注水工艺技术。使用比较经济的办法，解决了远离生产区小油田注水开发的需要。
（3）地下能量亏空，晚期注水开发的岩性构造的小油田可采取小注采比、自然扩散、非常规不稳定的温和注水技术政策，以提高水驱油面积，减少油层三大矛盾，防止油井过早见水。
（4）在注水开发的过程中，油井要严格控制动液面和下泵深度，保持合理的流压进行生产，防止油藏脱气和暴性水淹，降低油田采收率。