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中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）11-0032-01
近几年，针对低渗透油田水井注不进，油井采不出的现状，胜利油田滨南二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心，加强水质处理，强化注采完善和攻欠增注技术配套，油藏开发形势得以稳定。
（一）强化低渗井层渗流机理研究，做好低渗单元降压注水试验的前期准备工作
针对低渗单元启动压力较高，注采对应关系较为复杂，注水困难，历史上曾采取水井压裂、酸化增注措施，但效果都不理想的现状，我们从研究地层的渗流机理入手，通过扎实细致的工作，做好低渗井层的注水工作。
1、强化低渗井层渗流机理研究，认识地层连通关系
为了加强对滨37-363块地层物性、渗流机理的研究和认识，通过对注水井滨160-2投入化学示踪剂，对其周围共4口井监测示踪剂的产出情况。确定周围对应油井与其连通关系，了解注入水的渗流方向、分布状况及水线推进速度；通过示踪剂产出浓度曲线分析，了解该井组目前主力吸水层的孔吼半径、渗透率和相应厚度等，来验证动态分析结果，为下步调整措施提供依据。
2、滨649XN20井组注活性水降压增注试验
09年在前期分析的基础上，优选滨649XN20井组注活性水降压增注试验。该井于11月21日施工，目前泵压28MPA，油压28MPA，日增注水24m3/d。降压增注效果有进一步待观察，若试验成功，滨南油田同类低渗油藏的注水开发将步入正轨。
3、滨660块和滨182块降压增注试验的前期准备
针对滨660块和滨182块低渗，注水困难的现状，对油井取样化验物性，做好降压增注试验的前期准备工作。
（二）滨657块新建低渗产能块实施细分层系同步注水，效果显著
滨657块于2008年正式投入开发，分沙三下3组和沙三下4-5组两套开发层系，区块平均渗透率44.9×10-3μm2。原始地层压力为31Mpa，饱和压力为16Mpa，地饱压差15Mpa。依据同类油藏开发的经验，实施同步注水可使油井产量稳定在较高水平上，提高油田开发效果 。区块采用行列式注水开发，油水井同步投产投注，在生产过程中，下层系能量保持较好，目前注水保持的油层压力（20MPA）与油层饱和压力之比为1.3：1。通过注水开发及调参放大生产压差，单井产能由7.7 t/d上升到10.2 t/d，动液面稳定在1204米。
（三）加大水井更新、大修扶停注力度，完善區块动态注采井网
目前我矿已有9个低渗区块实施注水开发，由于注水压力高、大型储层改造措施的实施及历史上注入水水质差的原因，造成目前水井套损、待大修井较多，停注井中因套管变形（或破）待报废10口，待大修7口；开井中套管坏带病注水9口。注水井套损严重造成二次注采不完善，地层能量下降，油井产液量下降，产量递减加大。2010年通过对欠完善的注采井网及剩余油分布分析，实施以打更新水井、大修扶停注为中心的注采调整，以恢复及增加注水储量为目的，加大对滨649、毕家沙四中等单元完善注采井网的力度，配套实施挖潜措施。
该块存在问题：1、因井况变差造成平面上注采井网不完善。该块现有油井18口，开井14口，水井6口，开井3口；目前套破井6口，其中由于套破停产停注3口 。由于套破停注， 目前水驱储量控制程度仅有37.6%，控制地质储量减少18.2万t，水驱储量损失24万t，对应3口油井因供液变差导致产能下降6.2t/d。
2、层间矛盾进一步加剧。由于套破无法实现分注分采，层间矛盾突出，主要表现在B649-2井组，对应2口油井沙三高液量高含水，而低渗沙四油层未动用。 由于注采井网不完善，该块的开发形势明显变差。与2007年12月相比，日油能力下降（由70t/d下降到50t/d），综合含水上升（由34%上升到46%），动液面下降（由1055m下降到1282m）。
09年区块实施水井更新，截至目前滨649块开发形势稳定：
1、注采井网得到完善，提高了水驱储量控制程度，夯实了稳产基础
水井开井数由整体欠完善时的2口增加至5口，共增加和恢复注水储量24×104t，油水井开井数比由3.0下降到2.6，注采对应率由45%上升至57%，提高12%，其中多向对应率由8%提高到19%，夯实了稳产基础。
2、日油水平上升，自然递减率大幅度下降，平均动液面稳定
日油由32t/d升至37t/d；自然递减由15.7%下降到7.2%，下降8.5个百分点，平均动液面稳定在1330米。
3、采收率提高
采收率由21.67%提高至23.42%，提高1.75%，增加可采储量10.5×104t。
（四）实施老井转注及新井投注，提高单元水驱控制程度
针对滨5块、滨182块、滨657块及单稀油地层能量下降快、单井产量低的突出问题，相继转注了9口，投注2口，地层能量得到有效恢复，在此基础上，对6口老水井实施补孔，完善井层注采对应关系，日增注水234m3/d，增加水驱储量26.3×104t。典型单元如滨5块：
滨5块主力油层S3X3-5、S4Z，含油面积3.49 km2，地质储量458.5×104t。目前分三套层系开采，投产油井36口，开井28口，日产液能力247 t/d，日产油能力69 t/d，综合含水72.2%，动液面1200.5米，累产油114.113×104t，投注水井22口，开井21口，日注水平557 m3/d，累计注水238.4538×104 m3，累计注采比1.01。
开发中存在的问题及潜力分析
1、注采井网不完善。滨5井区共有油井23口，水井6口，注采比1：3.8，周边注水井滨156-3，滨156-2连通差，注水状况较差。由于井网动态不完善，造成滨5块动态对应率较低，只有45%。
2、能量保持较差。滨5块是低渗透油藏，渗透率低，孔隙度小，边底水不活跃，由于注水差异大，控制注水或停注，导致压降增大，目前地层平均总压降9.64Mpa。部分油井产能递减快，供液变差。如沙四的油井5-X33、5-X34目前动液面深达1700m。
3、油水井井况变差。滨5块井况有问题的有10口（油井8口，水井2口），其中油井套破4口，油井套管变形3口，油井有落物的1口，水井套管变形2口。目前仍有3口井带病生产。
近几年区块实施转注、对应层补孔措施，稳定了滨5块开发形势，一是增加日注水120m3/d，增加水驱储量41万t；二是压力水平上升，地层压力保持水平由目前59.5%上升到66%。
近几年，针对低渗透油田水井注不进，油井采不出的现状，胜利油田滨南二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心，加强水质处理，强化注采完善和攻欠增注技术配套，油藏开发形势得以稳定。
（一）强化低渗井层渗流机理研究，做好低渗单元降压注水试验的前期准备工作
针对低渗单元启动压力较高，注采对应关系较为复杂，注水困难，历史上曾采取水井压裂、酸化增注措施，但效果都不理想的现状，我们从研究地层的渗流机理入手，通过扎实细致的工作，做好低渗井层的注水工作。
1、强化低渗井层渗流机理研究，认识地层连通关系
为了加强对滨37-363块地层物性、渗流机理的研究和认识，通过对注水井滨160-2投入化学示踪剂，对其周围共4口井监测示踪剂的产出情况。确定周围对应油井与其连通关系，了解注入水的渗流方向、分布状况及水线推进速度；通过示踪剂产出浓度曲线分析，了解该井组目前主力吸水层的孔吼半径、渗透率和相应厚度等，来验证动态分析结果，为下步调整措施提供依据。
2、滨649XN20井组注活性水降压增注试验
09年在前期分析的基础上，优选滨649XN20井组注活性水降压增注试验。该井于11月21日施工，目前泵压28MPA，油压28MPA，日增注水24m3/d。降压增注效果有进一步待观察，若试验成功，滨南油田同类低渗油藏的注水开发将步入正轨。
3、滨660块和滨182块降压增注试验的前期准备
针对滨660块和滨182块低渗，注水困难的现状，对油井取样化验物性，做好降压增注试验的前期准备工作。
（二）滨657块新建低渗产能块实施细分层系同步注水，效果显著
滨657块于2008年正式投入开发，分沙三下3组和沙三下4-5组两套开发层系，区块平均渗透率44.9×10-3μm2。原始地层压力为31Mpa，饱和压力为16Mpa，地饱压差15Mpa。依据同类油藏开发的经验，实施同步注水可使油井产量稳定在较高水平上，提高油田开发效果 。区块采用行列式注水开发，油水井同步投产投注，在生产过程中，下层系能量保持较好，目前注水保持的油层压力（20MPA）与油层饱和压力之比为1.3：1。通过注水开发及调参放大生产压差，单井产能由7.7 t/d上升到10.2 t/d，动液面稳定在1204米。
（三）加大水井更新、大修扶停注力度，完善區块动态注采井网
目前我矿已有9个低渗区块实施注水开发，由于注水压力高、大型储层改造措施的实施及历史上注入水水质差的原因，造成目前水井套损、待大修井较多，停注井中因套管变形（或破）待报废10口，待大修7口；开井中套管坏带病注水9口。注水井套损严重造成二次注采不完善，地层能量下降，油井产液量下降，产量递减加大。2010年通过对欠完善的注采井网及剩余油分布分析，实施以打更新水井、大修扶停注为中心的注采调整，以恢复及增加注水储量为目的，加大对滨649、毕家沙四中等单元完善注采井网的力度，配套实施挖潜措施。
该块存在问题：1、因井况变差造成平面上注采井网不完善。该块现有油井18口，开井14口，水井6口，开井3口；目前套破井6口，其中由于套破停产停注3口 。由于套破停注， 目前水驱储量控制程度仅有37.6%，控制地质储量减少18.2万t，水驱储量损失24万t，对应3口油井因供液变差导致产能下降6.2t/d。
2、层间矛盾进一步加剧。由于套破无法实现分注分采，层间矛盾突出，主要表现在B649-2井组，对应2口油井沙三高液量高含水，而低渗沙四油层未动用。 由于注采井网不完善，该块的开发形势明显变差。与2007年12月相比，日油能力下降（由70t/d下降到50t/d），综合含水上升（由34%上升到46%），动液面下降（由1055m下降到1282m）。
09年区块实施水井更新，截至目前滨649块开发形势稳定：
1、注采井网得到完善，提高了水驱储量控制程度，夯实了稳产基础
水井开井数由整体欠完善时的2口增加至5口，共增加和恢复注水储量24×104t，油水井开井数比由3.0下降到2.6，注采对应率由45%上升至57%，提高12%，其中多向对应率由8%提高到19%，夯实了稳产基础。
2、日油水平上升，自然递减率大幅度下降，平均动液面稳定
日油由32t/d升至37t/d；自然递减由15.7%下降到7.2%，下降8.5个百分点，平均动液面稳定在1330米。
3、采收率提高
采收率由21.67%提高至23.42%，提高1.75%，增加可采储量10.5×104t。
（四）实施老井转注及新井投注，提高单元水驱控制程度
针对滨5块、滨182块、滨657块及单稀油地层能量下降快、单井产量低的突出问题，相继转注了9口，投注2口，地层能量得到有效恢复，在此基础上，对6口老水井实施补孔，完善井层注采对应关系，日增注水234m3/d，增加水驱储量26.3×104t。典型单元如滨5块：
滨5块主力油层S3X3-5、S4Z，含油面积3.49 km2，地质储量458.5×104t。目前分三套层系开采，投产油井36口，开井28口，日产液能力247 t/d，日产油能力69 t/d，综合含水72.2%，动液面1200.5米，累产油114.113×104t，投注水井22口，开井21口，日注水平557 m3/d，累计注水238.4538×104 m3，累计注采比1.01。
开发中存在的问题及潜力分析
1、注采井网不完善。滨5井区共有油井23口，水井6口，注采比1：3.8，周边注水井滨156-3，滨156-2连通差，注水状况较差。由于井网动态不完善，造成滨5块动态对应率较低，只有45%。
2、能量保持较差。滨5块是低渗透油藏，渗透率低，孔隙度小，边底水不活跃，由于注水差异大，控制注水或停注，导致压降增大，目前地层平均总压降9.64Mpa。部分油井产能递减快，供液变差。如沙四的油井5-X33、5-X34目前动液面深达1700m。
3、油水井井况变差。滨5块井况有问题的有10口（油井8口，水井2口），其中油井套破4口，油井套管变形3口，油井有落物的1口，水井套管变形2口。目前仍有3口井带病生产。
近几年区块实施转注、对应层补孔措施，稳定了滨5块开发形势，一是增加日注水120m3/d，增加水驱储量41万t；二是压力水平上升，地层压力保持水平由目前59.5%上升到66%。