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摘 要：本文分析了白狼城油区局部地区目前开采中存在的问题，对开发调整方案设计进行研究，提出可行的调整实施方案，以实现白狼城油田长期高产稳产。
关键词：白狼油区 稳产 问题 研究
一、油区概况
白狼城油区处在鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部略偏北的位置，产层为长2油层，其探明含油面积16.87km2，探明石油地质储量1181.6×104吨。 长2砂组构造的总体趋势与区域构造背景一致，表现为相对平缓、向西倾斜的单斜。差异压实作用在单斜背景上形成了一向东北方向开口、形态复杂、向西倾没的鼻状隆起群，隆起幅度不大，在鼻状构造内部，构造等值线的间距疏密不均，出现若干条NE-SW向疏密相间的等值线条带，鼻状构造带有明显的阶梯状特点。油藏总体为中孔隙度储层类型，中值孔隙度一般在16.4～18.8%之间，并随着地层的逐渐加深压实作用有逐渐增大趋势，中值渗透率在11.2～22.3×10-3μm2之间，各小层之间差异性不大，属于低渗透储层范畴。
二、油区开发现状
白狼城油区于1993年4月发现、投入试采，至今已有17年的开采历史，其间经历了早期的天然能量开采和后期的注水开发，1993年～2004年依靠天然能量开发，2004年4月，编制了白狼城油区初步注水方案，确定采用反九点为主结合反七点及五点法注采井网，采用单层注水，注采井数比1：3，部署生产井226口，注水井73口。并于2004年底实施第一批10口井转注水，2005年4月～8月实施第二批15口井转注水，2006年5月～7月实施第三批46口井转注水，全区全面进入注水开发，2007年又转注3口井，进一步完善了注采井网，年产量逐年增加，注水效果明显。
截止2011年12月，该区总井数313口，其中油井218口，水井95口。平均单井日产油2.38t/d，平均单井日产水4.63t/d，平均单井日注水8.48m3/d，月注采比0.93。截止到2011年12月，全区累计产油量122.62×104t，累计产水量270.19×104t，累计注水量274.85×104m3，累计注采比0.7，综合含水68.78%，2011年全年累计产油17.63×104t，累计产水33.86×104m3，累计注水量44.97×104m3，累积注水量44.97×104m3，地质储量采油速度1.49%，采出程度10.37%，是横山采油厂第主力区块。
对区块剩余可采储量潜力进行分析，发现纵向上各小层储量动用不均衡，分层采出程度差异大总体看，主力小层采出程度较高，但剩余可采储量也较高，各小层近一半以上的可采储量有待开采。因此，加强稳产技术研究具有重要的意义。
三、油区开发存在的主要问题
1.局部地区注采井网不完善，边部完善难度大
油藏边部及构造低部位油层厚度薄、原始含油饱和度低，注采井网不完善，边部油井如钻294、钻229、钻191等，均无对应的注水井。全油田目前无注水受效井29口，29口井平均单井日产油0.62t/d，含水82.5%。
2.地层压力保持水平低
目前油田累积地下亏空204.1万方，累积注采比0.54，油藏中部至断层为高产区域，但地层压力低于3MPa，全油田地层压力只有原始地层压力的45%，严重影响油田中长期稳产。
3.边部单井含水率较高，低效井比例大
目前白狼城油区共有采油井220口，平均单井日产油2.21t/d，注水井95口，注采井数比1：2.32，日注水平1271方，平均单井注水14.57方。白狼城油区中部产油量高，边部产油量低。将全区分为3个部分：高产区、中产区、低产区。生产数据如表1所示。
四、稳定技术研究
1.完善注采井网
根据动态分析产量分区评价结果，高产区以维持配注量或者稍微提高配注量的思路，重点研究吸水剖面吸水情况，实现均匀注水。中低产区，受边水影响较大，通过钻新井与转注井优化。
2.合理注采井网注采比
白狼油区，注水较晚，油田地下亏空，从图2可以看出，长2地层多数地区压力在1.5-2MPa水平，地层压力仍有待提高，总体上地层压力水平仍然较低，需要通过注水保持地层能量。图3表明油层中部及东南部液面水平较高，北部及南部液面水平较低，需要动态配水补充地层能量，所以合理的注采井网注采比对补充地层能量，保持生产压差，改善注水开发效果有重要的意义。
3.低产低效井有效开采方式研究
白狼城油区低产低效井主要分布于油区边部，受边底水影响严重。低产低效井的治理通常采取的方法有：注采动态调整、高含水井转注、关井等措施。
注采动态调整：加强注水工作，重要内容是加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况时刻保持最佳状态。本区依据油藏动态反应，对全区油田（区块）的注采井网和注采关系进行了较大规模的完善和调整，通过不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度；调整注采关系，谋求注采平衡；改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的井层，采取补孔、措施增注等措施，改善其吸水状况等方法，水驱状况明显好转，形成了高产稳产的良好开发形势。
高含水井转注：低产低效井主要位于油区边部，受边底水影响较大，含水率较高，大部分都达到90%以上，为此适当选取部分高含水井转注，一方面可以增大注采比，增加地层能量，同时还可以适当降低油区含水率。
关井：当油井产油量低含水率高的时候，关掉油区边部低产低效井，对全油区产油量变化不大，但是一定程度上能增加地层压力，提高油区开采效率。
五、总结
1.以产量和渗透率为依据，将白狼城油田细分为三个小区，分别为高产区、中产区和低产区。高产区全部位于油藏中部，油井45口、水井17口，产量较高，是开发的主力区，平均单井日产油5.87t/d，注水提液增油效果明显，累产油量占全区总产量的44.08%，含水率较低，平均在30%左右，且含水率有下降趋势；中产区有油井101口、水井52口，平均单井日产油1.87t/d，注水提液效果明显，含水率变化总体有上升趋势；低产区主要位于油田边部，油井84口、水井25口，产量较低，平均单井日产油0.51t/d，受边底水影响严重，油井含水率高，含水难以控制。
2.通过对白狼城油田合理注采参数优化，白狼城油田合理压力保持水平为4.8MPa，合理注采比为1.2，2011年油田注采比为0.81，建议逐步提高注水量，控制产液量提高注采比，3～4年内使地层恢复到合理压力水平。目前白狼城油田合理的井底流压大约为1.3MPa。
关键词：白狼油区 稳产 问题 研究
一、油区概况
白狼城油区处在鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部略偏北的位置，产层为长2油层，其探明含油面积16.87km2，探明石油地质储量1181.6×104吨。 长2砂组构造的总体趋势与区域构造背景一致，表现为相对平缓、向西倾斜的单斜。差异压实作用在单斜背景上形成了一向东北方向开口、形态复杂、向西倾没的鼻状隆起群，隆起幅度不大，在鼻状构造内部，构造等值线的间距疏密不均，出现若干条NE-SW向疏密相间的等值线条带，鼻状构造带有明显的阶梯状特点。油藏总体为中孔隙度储层类型，中值孔隙度一般在16.4～18.8%之间，并随着地层的逐渐加深压实作用有逐渐增大趋势，中值渗透率在11.2～22.3×10-3μm2之间，各小层之间差异性不大，属于低渗透储层范畴。
二、油区开发现状
白狼城油区于1993年4月发现、投入试采，至今已有17年的开采历史，其间经历了早期的天然能量开采和后期的注水开发，1993年～2004年依靠天然能量开发，2004年4月，编制了白狼城油区初步注水方案，确定采用反九点为主结合反七点及五点法注采井网，采用单层注水，注采井数比1：3，部署生产井226口，注水井73口。并于2004年底实施第一批10口井转注水，2005年4月～8月实施第二批15口井转注水，2006年5月～7月实施第三批46口井转注水，全区全面进入注水开发，2007年又转注3口井，进一步完善了注采井网，年产量逐年增加，注水效果明显。
截止2011年12月，该区总井数313口，其中油井218口，水井95口。平均单井日产油2.38t/d，平均单井日产水4.63t/d，平均单井日注水8.48m3/d，月注采比0.93。截止到2011年12月，全区累计产油量122.62×104t，累计产水量270.19×104t，累计注水量274.85×104m3，累计注采比0.7，综合含水68.78%，2011年全年累计产油17.63×104t，累计产水33.86×104m3，累计注水量44.97×104m3，累积注水量44.97×104m3，地质储量采油速度1.49%，采出程度10.37%，是横山采油厂第主力区块。
对区块剩余可采储量潜力进行分析，发现纵向上各小层储量动用不均衡，分层采出程度差异大总体看，主力小层采出程度较高，但剩余可采储量也较高，各小层近一半以上的可采储量有待开采。因此，加强稳产技术研究具有重要的意义。
三、油区开发存在的主要问题
1.局部地区注采井网不完善，边部完善难度大
油藏边部及构造低部位油层厚度薄、原始含油饱和度低，注采井网不完善，边部油井如钻294、钻229、钻191等，均无对应的注水井。全油田目前无注水受效井29口，29口井平均单井日产油0.62t/d，含水82.5%。
2.地层压力保持水平低
目前油田累积地下亏空204.1万方，累积注采比0.54，油藏中部至断层为高产区域，但地层压力低于3MPa，全油田地层压力只有原始地层压力的45%，严重影响油田中长期稳产。
3.边部单井含水率较高，低效井比例大
目前白狼城油区共有采油井220口，平均单井日产油2.21t/d，注水井95口，注采井数比1：2.32，日注水平1271方，平均单井注水14.57方。白狼城油区中部产油量高，边部产油量低。将全区分为3个部分：高产区、中产区、低产区。生产数据如表1所示。
四、稳定技术研究
1.完善注采井网
根据动态分析产量分区评价结果，高产区以维持配注量或者稍微提高配注量的思路，重点研究吸水剖面吸水情况，实现均匀注水。中低产区，受边水影响较大，通过钻新井与转注井优化。
2.合理注采井网注采比
白狼油区，注水较晚，油田地下亏空，从图2可以看出，长2地层多数地区压力在1.5-2MPa水平，地层压力仍有待提高，总体上地层压力水平仍然较低，需要通过注水保持地层能量。图3表明油层中部及东南部液面水平较高，北部及南部液面水平较低，需要动态配水补充地层能量，所以合理的注采井网注采比对补充地层能量，保持生产压差，改善注水开发效果有重要的意义。
3.低产低效井有效开采方式研究
白狼城油区低产低效井主要分布于油区边部，受边底水影响严重。低产低效井的治理通常采取的方法有：注采动态调整、高含水井转注、关井等措施。
注采动态调整：加强注水工作，重要内容是加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况时刻保持最佳状态。本区依据油藏动态反应，对全区油田（区块）的注采井网和注采关系进行了较大规模的完善和调整，通过不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度；调整注采关系，谋求注采平衡；改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的井层，采取补孔、措施增注等措施，改善其吸水状况等方法，水驱状况明显好转，形成了高产稳产的良好开发形势。
高含水井转注：低产低效井主要位于油区边部，受边底水影响较大，含水率较高，大部分都达到90%以上，为此适当选取部分高含水井转注，一方面可以增大注采比，增加地层能量，同时还可以适当降低油区含水率。
关井：当油井产油量低含水率高的时候，关掉油区边部低产低效井，对全油区产油量变化不大，但是一定程度上能增加地层压力，提高油区开采效率。
五、总结
1.以产量和渗透率为依据，将白狼城油田细分为三个小区，分别为高产区、中产区和低产区。高产区全部位于油藏中部，油井45口、水井17口，产量较高，是开发的主力区，平均单井日产油5.87t/d，注水提液增油效果明显，累产油量占全区总产量的44.08%，含水率较低，平均在30%左右，且含水率有下降趋势；中产区有油井101口、水井52口，平均单井日产油1.87t/d，注水提液效果明显，含水率变化总体有上升趋势；低产区主要位于油田边部，油井84口、水井25口，产量较低，平均单井日产油0.51t/d，受边底水影响严重，油井含水率高，含水难以控制。
2.通过对白狼城油田合理注采参数优化，白狼城油田合理压力保持水平为4.8MPa，合理注采比为1.2，2011年油田注采比为0.81，建议逐步提高注水量，控制产液量提高注采比，3～4年内使地层恢复到合理压力水平。目前白狼城油田合理的井底流压大约为1.3MPa。