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摘 要：葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井。目前这些扩边井含水上升较快，注水开发效果逐渐变差。通过对扩边井开发效果进行分析，总结其生产规律和特点，得出影响扩边井区含水上升快的主要因素。针对葡南油田扩边井区开发特点和影响因素，进行有效的挖潜措施和治理对策，改善葡南扩边井区开发效果。
关键词：扩边井；含水特点；层间矛盾；水驱控制程度；
1 葡南油田扩边井开发简况
葡南油田处于大庆长垣二级构造带南部的三级构造-葡萄花构造向南延伸部分，经过近三十年的注水开发，主体区块已经进入高含水期，剩余可采储量越来越低，为改善区块开发效果，从1998年到2005年底，在葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井，均采用一个正常井距滚动式外推300m方式布井，井网300×300m，共部署340口井，其中完钻307口。
自投产以来，各批次扩边井根据含水变化可分为三个阶段：
（1）产能建设阶段。随着每批次投产的扩边井井数增加，产量也随之增加，此时含水较低。
（2）稳产阶段。在投产初级几年内，产量稳步上升，综合含水上升缓慢。这阶段折算年含水上升2.1个百分点。
（3）含水上升阶段。随着投产时间增加，主力油层见水快，薄差层动用困难，综合含水上升较快。这一阶段不同批次年综合递减12.5%以上，年含水上升均在5个百分点以上。
2 葡南油田扩边井影响含水主要因素分析
2.1 受基础井网注水与过渡带影响，投产初期含水高
（1）基础井网注水井影响。处于基础井网边缘的扩边井共52口，投产初期平均含水为38.6%，比扩边井总体初期含水高17.4%，葡南基础井网经过近20年水驱开发，基础井网边部油层含水高于原始地层含水。葡南油田扩边井投产初期见水55口井中，有31口位于基础井网边缘，这些井中含有油水同层或水层层段井数只有3口，受基础井网注水影响初期见水井占初期见水井数的50.9%。
（2）过渡带影响。葡南全区含油面积74.9平方公里，其中纯油区面积37.9平方公里，过渡带面积37.0平方公里。葡南扩边井处于过渡带一条带共有172口井，占总井数的84.3%，初期报见水的55口扩边井中，含有油水同层或水层的层段井数共26口，占初期见水井数的47.3%，初期报见水皆为地层水。
2.2 受层间矛盾影响，含水上升速度快
与扩边井综合含水上升值相比，第一、三、七批扩边井含水投产8年后上升值分别比扩边井平均含水高11.9%、5.6%、12.9%，而第五批扩边井投产8年后含水上升值为42.6%，比扩边井平均含水上升值低3.7%。
（1）油层发育情况。第一、三、七批扩边井有效厚度<1.0m薄差层占总层数的78%，比第五批扩边井高出10.8个百分点；有效厚度在1.0m-2.0m层数占总层数的14.6%，比第五批扩边井少16.5个百分点。第一、三、七批扩边井薄差层数多，油层发育情况相对较差。
（2）层段动用情况。第一、三、七批扩边井有产出剖面井共12口，有效厚度<1.0m薄差层动用层数为18.8%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用20.7%、30.8%，第五批扩边井有产出剖面井9口，有效厚度<1.0m薄差层动用层数为39%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用30%、37.7%。
2.3 单向连通比例高，水驱控制程度差，高含水井数多
在204口正常生产扩边井中，含水大于85%生产井共有84口，占扩边井总井数的41.2%。第四、七批扩边井高含水井数比例分别为58.1%、70%，分别高出总高含水井比例16.9%、28.8%。
与葡南油田全区进行资料对比，发现扩边井区水驱控制程度明显较低。
3 葡南扩边井控含水治理对策
3.1 注采系统调整，提高水驱控制程度，控制含水上升速度
针对扩边井区油水井数比例高，单向连通比例大等问题，以提高单砂体水驱控制程度、减少单向水驱厚度比例为目标，以投注点状注水井和转注油井为主要手段，提高水驱开发效果。
葡南基础井网油水井比例为2.1：1，2011年扩边区油水井比例为3.2：1，经过投注点状注水井和油井转注，目前扩边区油水井比例为2.6：1，油水井数比例得到明显改善。
3.2 注水井方案调整
为了进一步改善注采关系，2011-2014年针对扩边区35口注水井进行方案调整，控制高含水层注水185m3/d，提高薄差层段注水190m3/d。注水结构调整后，加强层注水强度下降1.1m3/m.d，限制层注水强度提升1.5 m3/m.d。周围油井见效后综合含水下降2.4%，有效缓解层间矛盾，提高注水效率和油层动用程度。
3.3 采取以压裂为主的综合改造措施，提高薄差层导流能力，有效进行增油控水为了提高挖潜效果，针对具有潜力的扩边油井进行了压裂措施，共压裂井次38口，年累计增油28201t，年均含水下降20.5%；补孔3口井，年累计增油346t，年均含水下降11.2%。
4 结论及认识
4.1 葡南扩边井受基础井网长期注水开发与过渡带影响，初期含水高，报见水井数多；由于扩边井层段发育差、单向连通井数多、水驱控制程度差，导致其含水上升速度快，高含水井数多。
4.2 针对葡南扩边井水驱控制程度差，投注点状井以及油井转注，使扩边油井新增来水方向，有效改善水驱开发效果，完善注采关系。
4.3 针对注水井进行合理的方案调整、调剖等技术可以有效缓解层间矛盾，可有效控制含水上升速度。
参考文献：
[1]宁静.《特高含水期有效控制含水上升方法讨论》
[2]伏龙泉.《动态分析方法及措施挖潜研究》
[3]黄娟娟.《高含水时期水驱状况因素分析及评价体系》
关键词：扩边井；含水特点；层间矛盾；水驱控制程度；
1 葡南油田扩边井开发简况
葡南油田处于大庆长垣二级构造带南部的三级构造-葡萄花构造向南延伸部分，经过近三十年的注水开发，主体区块已经进入高含水期，剩余可采储量越来越低，为改善区块开发效果，从1998年到2005年底，在葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井，均采用一个正常井距滚动式外推300m方式布井，井网300×300m，共部署340口井，其中完钻307口。
自投产以来，各批次扩边井根据含水变化可分为三个阶段：
（1）产能建设阶段。随着每批次投产的扩边井井数增加，产量也随之增加，此时含水较低。
（2）稳产阶段。在投产初级几年内，产量稳步上升，综合含水上升缓慢。这阶段折算年含水上升2.1个百分点。
（3）含水上升阶段。随着投产时间增加，主力油层见水快，薄差层动用困难，综合含水上升较快。这一阶段不同批次年综合递减12.5%以上，年含水上升均在5个百分点以上。
2 葡南油田扩边井影响含水主要因素分析
2.1 受基础井网注水与过渡带影响，投产初期含水高
（1）基础井网注水井影响。处于基础井网边缘的扩边井共52口，投产初期平均含水为38.6%，比扩边井总体初期含水高17.4%，葡南基础井网经过近20年水驱开发，基础井网边部油层含水高于原始地层含水。葡南油田扩边井投产初期见水55口井中，有31口位于基础井网边缘，这些井中含有油水同层或水层层段井数只有3口，受基础井网注水影响初期见水井占初期见水井数的50.9%。
（2）过渡带影响。葡南全区含油面积74.9平方公里，其中纯油区面积37.9平方公里，过渡带面积37.0平方公里。葡南扩边井处于过渡带一条带共有172口井，占总井数的84.3%，初期报见水的55口扩边井中，含有油水同层或水层的层段井数共26口，占初期见水井数的47.3%，初期报见水皆为地层水。
2.2 受层间矛盾影响，含水上升速度快
与扩边井综合含水上升值相比，第一、三、七批扩边井含水投产8年后上升值分别比扩边井平均含水高11.9%、5.6%、12.9%，而第五批扩边井投产8年后含水上升值为42.6%，比扩边井平均含水上升值低3.7%。
（1）油层发育情况。第一、三、七批扩边井有效厚度<1.0m薄差层占总层数的78%，比第五批扩边井高出10.8个百分点；有效厚度在1.0m-2.0m层数占总层数的14.6%，比第五批扩边井少16.5个百分点。第一、三、七批扩边井薄差层数多，油层发育情况相对较差。
（2）层段动用情况。第一、三、七批扩边井有产出剖面井共12口，有效厚度<1.0m薄差层动用层数为18.8%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用20.7%、30.8%，第五批扩边井有产出剖面井9口，有效厚度<1.0m薄差层动用层数为39%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用30%、37.7%。
2.3 单向连通比例高，水驱控制程度差，高含水井数多
在204口正常生产扩边井中，含水大于85%生产井共有84口，占扩边井总井数的41.2%。第四、七批扩边井高含水井数比例分别为58.1%、70%，分别高出总高含水井比例16.9%、28.8%。
与葡南油田全区进行资料对比，发现扩边井区水驱控制程度明显较低。
3 葡南扩边井控含水治理对策
3.1 注采系统调整，提高水驱控制程度，控制含水上升速度
针对扩边井区油水井数比例高，单向连通比例大等问题，以提高单砂体水驱控制程度、减少单向水驱厚度比例为目标，以投注点状注水井和转注油井为主要手段，提高水驱开发效果。
葡南基础井网油水井比例为2.1：1，2011年扩边区油水井比例为3.2：1，经过投注点状注水井和油井转注，目前扩边区油水井比例为2.6：1，油水井数比例得到明显改善。
3.2 注水井方案调整
为了进一步改善注采关系，2011-2014年针对扩边区35口注水井进行方案调整，控制高含水层注水185m3/d，提高薄差层段注水190m3/d。注水结构调整后，加强层注水强度下降1.1m3/m.d，限制层注水强度提升1.5 m3/m.d。周围油井见效后综合含水下降2.4%，有效缓解层间矛盾，提高注水效率和油层动用程度。
3.3 采取以压裂为主的综合改造措施，提高薄差层导流能力，有效进行增油控水为了提高挖潜效果，针对具有潜力的扩边油井进行了压裂措施，共压裂井次38口，年累计增油28201t，年均含水下降20.5%；补孔3口井，年累计增油346t，年均含水下降11.2%。
4 结论及认识
4.1 葡南扩边井受基础井网长期注水开发与过渡带影响，初期含水高，报见水井数多；由于扩边井层段发育差、单向连通井数多、水驱控制程度差，导致其含水上升速度快，高含水井数多。
4.2 针对葡南扩边井水驱控制程度差，投注点状井以及油井转注，使扩边油井新增来水方向，有效改善水驱开发效果，完善注采关系。
4.3 针对注水井进行合理的方案调整、调剖等技术可以有效缓解层间矛盾，可有效控制含水上升速度。
参考文献：
[1]宁静.《特高含水期有效控制含水上升方法讨论》
[2]伏龙泉.《动态分析方法及措施挖潜研究》
[3]黄娟娟.《高含水时期水驱状况因素分析及评价体系》