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[摘 要]本文以喇15-233井组的四条带注采井为分析对象，针对井组在各开发阶段存在的主要问题，分别进行了注采系统调整和外扩加密调整，完善了井组注采关系，同时，利用精细地质研究成果，采取综合调整措施，使剩余油得到有效动用，保证了井组的长期稳产。为今后过渡带地区剩余油挖潜提供了依据。
[关键词]四条带；注采系统调整；外扩加密调整
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0345-01
1.井组基本情况
喇15-233井组位于喇嘛甸油田北东块四条带地区，主要发育席状砂和表外储层，零星发育河道砂体，从构造形态上看位于构造的边部油水同层带。井组开发面积1.44km2，地质储量337×104t，1985年11月投入开发，井组内现有注水井10口，采油井20口，开采层位是萨尔图油层，布井方式为间注间采井排和五点法面积井网。目前井组平均单井射开砂岩厚度14.4m，有效厚度9.6m。投产初期井组日产液337t，日产油170t，综合含水37.8%，液面528m。目前该井组日产液量758t，日产油55t，综合含水90.8%，动液面896m。截至到2014年5月累积产油103×104t，采出程度30.6%。
2.井组持续稳产效果分析
2.1 注采系统调整效果分析
为了控制喇15-233井组产量递减，1989年9月将2口采油井转为注水井，由原来的反九点法面积注水调整为间注间采行列注水。转注后，局部解决了井组注采不完善的矛盾，水驱控制程度由调整前的56.1%提高到78.1%，提高了22.0%，有效控制了井组产量递减。井组日产液314t，日产油137t，含水50.6%，液面1004m，转注后，日产液增加38t，日产油增加36t，含水下降5.4个百分点，液面上升96m。
2.2 外扩加密调整效果分析
油井转注后解决了井组中部注采关系不完善的矛盾，使井组保持一段时间的稳产，井组内油水井比例只有3：1，仍存在注采不完善问题。2002年10月，为落实过渡带地区的油田开发潜力，在四条带外扩区新钻35口油水井，开展外扩挖潜试验，井距212m五点面积注水井网，新井网在布井时，考虑四条带以油井收边的实际，以水井井排连接新老区块。调整后，油水井比例调整为2：1，井距缩小后井组水驱控制程度由78.1%提高到91.4%。
加密后，四条带收边井受到新注水井注水效果，油层驱动能量得到补充，井组开发效果得到改善。与加密前比，日产液增加100t，日产油增加31t，含水下降3.4%，液面上升139m。
2.3 井组综合调整效果分析
外扩加密调整后，井组注采关系得到完善。但随着开发的不断深入，由于油层发育差、油水井连通差，井组出现了地层压力高，部分油井产能低的问题，为改善区块开发效果，对该井组及时进行了注采综合调整，努力延长稳产期。
（1）针对零散剩余油，实施措施挖潜。
井组完善注采比例后，提高了注入水的波及体积，增大了油层的驱油能力，但由于特高含水期，开采挖潜的对象已从连续性、厚度较大的储集层转向高度分散而又局部相对富集的剩余油上来，因此，为使井组内剩余油能够有效驱动，通过分析，可采取压裂改造措施，提高井组微观驱油效率。井组共实施压裂措施9口井，平均单井日产液31.5t，日产油4.5t，含水93.1%。从9口措施井拉齐曲线来看，措施初期日增液241t，日增油40.8t，动液面上升77m，效果较好。
通过动静态资料分析，结合精细地质研究成果，对本井组储层的发育情况、与周围注水井的连通状况，结合周围注水井的注水状况，从平面与剖面上对本井组所有射孔层的剩余油动用状况及剩余油潜力进行了细致、深入的分析，将井组中采油井剩余油可进行压裂措施挖潜的沉积单元分为以下二种类型，对这些原因形成的剩余油富集层且低水淹层进行压裂挖潜，降低油层阻力，改善井底渗流条件，提高水驱效率。将压裂井分为薄注厚采型和厚注薄采型两大类，进行归类分析。
①薄注厚采型（5口）
由于原井网对部分单砂体注采关系不完善，注入井不发育砂体或发育砂体岩性差，油井为河道砂和主体席状砂存在剩余油。
喇15-24在萨Ⅱ13+14和萨II2+32沉积单元位于分流平原沉积部位，发育为河道砂体和主体席状砂，该井的砂岩厚度16.6m，有效厚度13.4m，渗透率0.08-0.50μm2，周围与之连通的三口注水井中，喇14-232 、喇14-242在该层分别发育成表外层和尖灭 ，不存在有效渗透层，无注水。而喇15-241在该层发育为非主体席状砂和表外储层，渗透率（0.11），注水效果差。井组内薄注厚采，注采不完善，没有足够地层能量补充，因此喇15-24在该沉积单元存在剩余油。该井压裂后日增液 19t、日增油5t，含水下降4.9个百分点。
②厚注薄采型（4口）
油井主要发育在岩性相对较差的非主体席状砂，水井发育在河道和主体席状砂内部。存在富集油，对这样的井进行挖掘剩余油。
喇14-231在萨Ⅱ2+32沉积单元以高弯曲分流河道沉积为主，整体渗透率较好，喇14-231在该层发育非主体席状砂，位于河道间及主体席状砂边部，岩性相对较差，该井的砂岩厚度7.1m，有效厚度2.3m，渗透率0.06-0.26μm2，周围水井喇14-232、喇14-23，在该层分别发育河道砂体及主体席状砂，喇14-2229在该层不发育。周围油井喇14-222、喇14-223、喇14-233在该沉积单元同样发育河道砂体和主体席状砂，注入水受储层非均质性影响向发育较好三口采油井的方向推进，油井14-231在该沉积单元平面干扰严重，注水受效较差，砂体水淹程度较低，形成剩余油。该井压裂后日增液19t、日增油3.8t，含水下降6.2个百分点。
（2）针对地层高压，合理调整生产参数。
2013年5月起，对比井组内2口外扩测压井，平均静压15.38MPa，总压差增加3.44MPa，地层压力高，但井组内部分油井产液低，平均日产液为258t，液面在井口。分析认为因供排参数不合理造成油井高压，针对这一情况，对6口油井采取调大参措施，调后平均日增液40.5t，液面下降149m，地层压力下降2.2MPa。
（3）为保持压裂后稳产效果，进行注水方案调整。
为改善老井的开发效果，在日常动态分析和跟踪调整过程中，我们利用吸水剖面数据，结合小层平面图、剖面图、沉积相带图等资料，对注入井进行措施前培养和措施后保护，共调整方案9口井，措施前培养方案加水6口井，配注水量增加170m3/d，实注增加282m3/d；其中喇15-2229、喇14-23、喇14-F242是酸化增加注水后方案调整的，实注增加162m3/d。
通过注采系统调整、外扩加密调整及注采综合调整，喇15-233井组的开采状况得到明显改善。目前对比测压井4口，平均静压11.61MPa，总压差-0.29MPa，压力系统趋于合理；对比井组内10口注水井吸水剖面资料，有效厚度吸水比例由调整前的67.6%提高到85.0%，提高了17.4个百分点，油层动用程度得到提高；从井组特征曲线看，斜率由调整前的0.0264下降至0.0102，斜率减小0.0162，井组开发状况得到明显改善。
3.几点认识
（1）针对四条带地区反九点法面积井网油水井比例高，剩余油控制程度低的问题，可采取部分油井转注的方法，完善井组注采关系。
（2）外扩井投入开发后，四条带油井见到了较好的增油效果，因此，在过渡带地区开展加密调整，可有效挖掘过渡带地区剩余油。
（3）充分利用精细地质研究成果，搞清井组内剩余油分布状况，对低注、低效井采取油水井对应调整的做法，改善注采状况，可保持井组稳产。
参考文献
[1] 方凌云.萬新德等编著.1998.砂岩油藏注水井开发动态分析.北京：石油工业出版社.
[2] 方亮主编.2010.砂岩油田特高含水期精细调整实例.北京.石油工业出版社.
[关键词]四条带；注采系统调整；外扩加密调整
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0345-01
1.井组基本情况
喇15-233井组位于喇嘛甸油田北东块四条带地区，主要发育席状砂和表外储层，零星发育河道砂体，从构造形态上看位于构造的边部油水同层带。井组开发面积1.44km2，地质储量337×104t，1985年11月投入开发，井组内现有注水井10口，采油井20口，开采层位是萨尔图油层，布井方式为间注间采井排和五点法面积井网。目前井组平均单井射开砂岩厚度14.4m，有效厚度9.6m。投产初期井组日产液337t，日产油170t，综合含水37.8%，液面528m。目前该井组日产液量758t，日产油55t，综合含水90.8%，动液面896m。截至到2014年5月累积产油103×104t，采出程度30.6%。
2.井组持续稳产效果分析
2.1 注采系统调整效果分析
为了控制喇15-233井组产量递减，1989年9月将2口采油井转为注水井，由原来的反九点法面积注水调整为间注间采行列注水。转注后，局部解决了井组注采不完善的矛盾，水驱控制程度由调整前的56.1%提高到78.1%，提高了22.0%，有效控制了井组产量递减。井组日产液314t，日产油137t，含水50.6%，液面1004m，转注后，日产液增加38t，日产油增加36t，含水下降5.4个百分点，液面上升96m。
2.2 外扩加密调整效果分析
油井转注后解决了井组中部注采关系不完善的矛盾，使井组保持一段时间的稳产，井组内油水井比例只有3：1，仍存在注采不完善问题。2002年10月，为落实过渡带地区的油田开发潜力，在四条带外扩区新钻35口油水井，开展外扩挖潜试验，井距212m五点面积注水井网，新井网在布井时，考虑四条带以油井收边的实际，以水井井排连接新老区块。调整后，油水井比例调整为2：1，井距缩小后井组水驱控制程度由78.1%提高到91.4%。
加密后，四条带收边井受到新注水井注水效果，油层驱动能量得到补充，井组开发效果得到改善。与加密前比，日产液增加100t，日产油增加31t，含水下降3.4%，液面上升139m。
2.3 井组综合调整效果分析
外扩加密调整后，井组注采关系得到完善。但随着开发的不断深入，由于油层发育差、油水井连通差，井组出现了地层压力高，部分油井产能低的问题，为改善区块开发效果，对该井组及时进行了注采综合调整，努力延长稳产期。
（1）针对零散剩余油，实施措施挖潜。
井组完善注采比例后，提高了注入水的波及体积，增大了油层的驱油能力，但由于特高含水期，开采挖潜的对象已从连续性、厚度较大的储集层转向高度分散而又局部相对富集的剩余油上来，因此，为使井组内剩余油能够有效驱动，通过分析，可采取压裂改造措施，提高井组微观驱油效率。井组共实施压裂措施9口井，平均单井日产液31.5t，日产油4.5t，含水93.1%。从9口措施井拉齐曲线来看，措施初期日增液241t，日增油40.8t，动液面上升77m，效果较好。
通过动静态资料分析，结合精细地质研究成果，对本井组储层的发育情况、与周围注水井的连通状况，结合周围注水井的注水状况，从平面与剖面上对本井组所有射孔层的剩余油动用状况及剩余油潜力进行了细致、深入的分析，将井组中采油井剩余油可进行压裂措施挖潜的沉积单元分为以下二种类型，对这些原因形成的剩余油富集层且低水淹层进行压裂挖潜，降低油层阻力，改善井底渗流条件，提高水驱效率。将压裂井分为薄注厚采型和厚注薄采型两大类，进行归类分析。
①薄注厚采型（5口）
由于原井网对部分单砂体注采关系不完善，注入井不发育砂体或发育砂体岩性差，油井为河道砂和主体席状砂存在剩余油。
喇15-24在萨Ⅱ13+14和萨II2+32沉积单元位于分流平原沉积部位，发育为河道砂体和主体席状砂，该井的砂岩厚度16.6m，有效厚度13.4m，渗透率0.08-0.50μm2，周围与之连通的三口注水井中，喇14-232 、喇14-242在该层分别发育成表外层和尖灭 ，不存在有效渗透层，无注水。而喇15-241在该层发育为非主体席状砂和表外储层，渗透率（0.11），注水效果差。井组内薄注厚采，注采不完善，没有足够地层能量补充，因此喇15-24在该沉积单元存在剩余油。该井压裂后日增液 19t、日增油5t，含水下降4.9个百分点。
②厚注薄采型（4口）
油井主要发育在岩性相对较差的非主体席状砂，水井发育在河道和主体席状砂内部。存在富集油，对这样的井进行挖掘剩余油。
喇14-231在萨Ⅱ2+32沉积单元以高弯曲分流河道沉积为主，整体渗透率较好，喇14-231在该层发育非主体席状砂，位于河道间及主体席状砂边部，岩性相对较差，该井的砂岩厚度7.1m，有效厚度2.3m，渗透率0.06-0.26μm2，周围水井喇14-232、喇14-23，在该层分别发育河道砂体及主体席状砂，喇14-2229在该层不发育。周围油井喇14-222、喇14-223、喇14-233在该沉积单元同样发育河道砂体和主体席状砂，注入水受储层非均质性影响向发育较好三口采油井的方向推进，油井14-231在该沉积单元平面干扰严重，注水受效较差，砂体水淹程度较低，形成剩余油。该井压裂后日增液19t、日增油3.8t，含水下降6.2个百分点。
（2）针对地层高压，合理调整生产参数。
2013年5月起，对比井组内2口外扩测压井，平均静压15.38MPa，总压差增加3.44MPa，地层压力高，但井组内部分油井产液低，平均日产液为258t，液面在井口。分析认为因供排参数不合理造成油井高压，针对这一情况，对6口油井采取调大参措施，调后平均日增液40.5t，液面下降149m，地层压力下降2.2MPa。
（3）为保持压裂后稳产效果，进行注水方案调整。
为改善老井的开发效果，在日常动态分析和跟踪调整过程中，我们利用吸水剖面数据，结合小层平面图、剖面图、沉积相带图等资料，对注入井进行措施前培养和措施后保护，共调整方案9口井，措施前培养方案加水6口井，配注水量增加170m3/d，实注增加282m3/d；其中喇15-2229、喇14-23、喇14-F242是酸化增加注水后方案调整的，实注增加162m3/d。
通过注采系统调整、外扩加密调整及注采综合调整，喇15-233井组的开采状况得到明显改善。目前对比测压井4口，平均静压11.61MPa，总压差-0.29MPa，压力系统趋于合理；对比井组内10口注水井吸水剖面资料，有效厚度吸水比例由调整前的67.6%提高到85.0%，提高了17.4个百分点，油层动用程度得到提高；从井组特征曲线看，斜率由调整前的0.0264下降至0.0102，斜率减小0.0162，井组开发状况得到明显改善。
3.几点认识
（1）针对四条带地区反九点法面积井网油水井比例高，剩余油控制程度低的问题，可采取部分油井转注的方法，完善井组注采关系。
（2）外扩井投入开发后，四条带油井见到了较好的增油效果，因此，在过渡带地区开展加密调整，可有效挖掘过渡带地区剩余油。
（3）充分利用精细地质研究成果，搞清井组内剩余油分布状况，对低注、低效井采取油水井对应调整的做法，改善注采状况，可保持井组稳产。
参考文献
[1] 方凌云.萬新德等编著.1998.砂岩油藏注水井开发动态分析.北京：石油工业出版社.
[2] 方亮主编.2010.砂岩油田特高含水期精细调整实例.北京.石油工业出版社.