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【摘要】贝尔油田于2007年投入开发，2009年7月实施注水开发，截止目前，累计注采比达到1.0，部分油井呈现出产量恢复、含水上升等受效特征。本文运用动、静态资料，分析油井受效特征，总结水驱特征与注水强度关系，摸索出通过控制合理的注水强度，提高水驱效果为中心的水驱调整技术，对提高水驱开发效果有一定的借鉴意义。
【关键词】 受效特征 水驱调整技术 注水强度
1 油井受效特征
油田裂缝方向主要是北东、北西两组裂缝，受效特征：
（1）油井集中在希60-56、希55-53、希53-51、希53-55、希60-62井组裂缝方向。
（2）位于井组构造高部位油井受效后，含水稳定，产量恢复。
（3）位于构造低部位油井受效后，含水易上升，治理难度大。
希61-55井位于希60-56井组构造高部位，受效后表现产量上升，含水稳定，水驱前缘监测资料显示，主力层N1Ⅰ1-N1Ⅰ3与N1Ⅰ4-N1Ⅱ1向希61-55均匀推进。
希51-57井位于希53-55井组构造低部位，受效后含水上升，治理难度大。产水层位主要是N1Ⅰ1-N1Ⅰ4与N1Ⅱ7层，对希53-55井下调配注，调整后对应油井含水稳定，但2012年5月开始含水又上升，治理难度大。
2 水驱调整技术研究
2.2 摸索合理注水强度
通过对水驱前缘监测资料解释分析，水驱波及面积受注水强度及水驱波及形状影响。统计油田受效效果稳定井组水驱前缘测试监测资料，发现水驱波及面积、水驱波及长度与宽度比值与注水强度都有一定的关系，当1.0m3/d.m <注水强度<2.5m3/d.m，水驱波及长度与宽度比值较小（比值越小，说明水驱更容易向周围均匀推进，比值越大，水驱更容易向周围单层突进），水驱波及面积较大，比较合理（图2）。
2.3 应用效果较好
执行按照注水强度范围标准，对注水强度偏大层段进行下调配注控制注水，有效控制含水上升。对注水强度偏小的非主力层段加强注水，有效降低产量递减。
针对注水强度偏大井组进行下调，实现控水增油。例希53-55井组希51-57井含水上升，主要是N1Ⅱ5-N1Ⅱ7层段注水强度偏大2.89m3/d.m，调整后注水强度变为0.8 m3/d.m，含水由80.5%下降至目前的70.4%，日增油1.0t/d，效果明显，有效控水增油。
针对注水强度偏小井组进行上调，加速受效，實现稳定含水增油。例希53-47井组希54-48井递减快，主要是N1Ⅱ1～N1Ⅱ7整体层段注水强度偏低0.8 m3/d.m，调整后注水强度2.14 m3/d.m，调整后日常油由2.5t/d上升至3.0t/d，含水稳定，实现增油效果。
统计油田实验区10口井35个配注层段，平均注水强度为1.52m3/d.m，注水强度介于1-2.5m3/d.m层段比例为100%，厚度比例为100%，注水强度合理。油田自然递减由2012年的19.8%，降低至目前的12.6%，目前产量呈现恢复状态，预计2013年自然递减8%，减缓递减10个百分点。2012年油田含水上升6个百分点，调整后含水下降3%百分点，预计2013年含水下降4百分点。
图2？希55-51区块注水强度与水驱波及面
积关系图
3 结论
（1）通过控制合理注水强度，提高水驱波及效果的水驱调整技术在贝尔油田的应用效果明显，实现控递减、控含水的、增产的目的。
（2）贝尔油田水驱调整技术的研究适应目前油田开发现状，随着油田开发的逐渐深入，水驱调整技术也将逐渐细化。
参考文献
[1] 金毓荪，等.陆相油藏开发论[M].石油工业出版社，2007，7
【关键词】 受效特征 水驱调整技术 注水强度
1 油井受效特征
油田裂缝方向主要是北东、北西两组裂缝，受效特征：
（1）油井集中在希60-56、希55-53、希53-51、希53-55、希60-62井组裂缝方向。
（2）位于井组构造高部位油井受效后，含水稳定，产量恢复。
（3）位于构造低部位油井受效后，含水易上升，治理难度大。
希61-55井位于希60-56井组构造高部位，受效后表现产量上升，含水稳定，水驱前缘监测资料显示，主力层N1Ⅰ1-N1Ⅰ3与N1Ⅰ4-N1Ⅱ1向希61-55均匀推进。
希51-57井位于希53-55井组构造低部位，受效后含水上升，治理难度大。产水层位主要是N1Ⅰ1-N1Ⅰ4与N1Ⅱ7层，对希53-55井下调配注，调整后对应油井含水稳定，但2012年5月开始含水又上升，治理难度大。
2 水驱调整技术研究
2.2 摸索合理注水强度
通过对水驱前缘监测资料解释分析，水驱波及面积受注水强度及水驱波及形状影响。统计油田受效效果稳定井组水驱前缘测试监测资料，发现水驱波及面积、水驱波及长度与宽度比值与注水强度都有一定的关系，当1.0m3/d.m <注水强度<2.5m3/d.m，水驱波及长度与宽度比值较小（比值越小，说明水驱更容易向周围均匀推进，比值越大，水驱更容易向周围单层突进），水驱波及面积较大，比较合理（图2）。
2.3 应用效果较好
执行按照注水强度范围标准，对注水强度偏大层段进行下调配注控制注水，有效控制含水上升。对注水强度偏小的非主力层段加强注水，有效降低产量递减。
针对注水强度偏大井组进行下调，实现控水增油。例希53-55井组希51-57井含水上升，主要是N1Ⅱ5-N1Ⅱ7层段注水强度偏大2.89m3/d.m，调整后注水强度变为0.8 m3/d.m，含水由80.5%下降至目前的70.4%，日增油1.0t/d，效果明显，有效控水增油。
针对注水强度偏小井组进行上调，加速受效，實现稳定含水增油。例希53-47井组希54-48井递减快，主要是N1Ⅱ1～N1Ⅱ7整体层段注水强度偏低0.8 m3/d.m，调整后注水强度2.14 m3/d.m，调整后日常油由2.5t/d上升至3.0t/d，含水稳定，实现增油效果。
统计油田实验区10口井35个配注层段，平均注水强度为1.52m3/d.m，注水强度介于1-2.5m3/d.m层段比例为100%，厚度比例为100%，注水强度合理。油田自然递减由2012年的19.8%，降低至目前的12.6%，目前产量呈现恢复状态，预计2013年自然递减8%，减缓递减10个百分点。2012年油田含水上升6个百分点，调整后含水下降3%百分点，预计2013年含水下降4百分点。
图2？希55-51区块注水强度与水驱波及面
积关系图
3 结论
（1）通过控制合理注水强度，提高水驱波及效果的水驱调整技术在贝尔油田的应用效果明显，实现控递减、控含水的、增产的目的。
（2）贝尔油田水驱调整技术的研究适应目前油田开发现状，随着油田开发的逐渐深入，水驱调整技术也将逐渐细化。
参考文献
[1] 金毓荪，等.陆相油藏开发论[M].石油工业出版社，2007，7