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【摘 要】林樊家油田构造简单，储层埋藏深度1050m，岩性主要为细-粉细砂岩，因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重，且非均质性较强，渗透率级差大，中后期开发矛盾日益突出，开发效果逐年变差。近年来，通过强化油藏地质研究和开发技术攻关，大力开展防砂工艺技术创新，老区综合调整、长效单元治理以及欠注井综合治理，形成了一套水驱出砂油藏开发技术系列，实现了采收率与储量动用率的双提高，老区中后期开发水平稳步提升。
【关键词】水驱油藏；出砂；调整；治理；采收率
1.开发基本概况
林樊家油田动用地质储量3090.28×104t，主力开发层系为馆陶组大面积分布，储层埋藏深度1050m。构造内无明显断层，储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm，储层物性较好，孔隙度平均为31.7%，渗透率1664.2×10-3?m2，但平面上渗透率差异较大，非均质性较强，且因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重。1986年投入开发，先后经历了弹性开发、高速稳产开发、产量下降、产量稳升四个开发阶段，目前投产油井202口，开井182口，日液水平2609t/d，日油水平809t/d，综合含水69%，累计产油368.0874×104t，采油速度0.96%，采出程度11.91%；投注水井106口，开井97口，日注水平2000m3/d。
2.主要开发矛盾
2.1平面矛盾突出，主体单元边部油井低产低效井多
林樊家油田属河流相沉积，平面矛盾突出，油田主体单元边部油井因原油物性差，表现为油稠、油水粘度比大，注水不见效，导致油井产量低、采油速度低。其中，林中12块石油地质储量163×104t，投产油井11口，目前开井4口，采出程度仅为2.18%；林南1块位于林樊家油田西南主体边部，平均油层有效厚度为4.5m，油层发育较好，但受物性差、油稠的影响，油井受效差，生产中多表现为单井产量低、区块采油速度低，地层压力下降快，使得整体开发水平较差。
2.2出砂严重，防砂技术不完善
储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm，储层物性较好，孔隙度平均为31.7%，渗透率1664.2×10-3?m2，但平面上渗透率差异较大，非均质性较强，因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重。水井受地面压力波动、洗井质量及配套防砂技术部完善等各方面因素影响，水井躺井率大于作业维护频率，导致水井躺井停井较多。
3.水驱出砂油藏开发的主要做法
3.1实施老区加密调整，提高单元采收率
针对林樊家油田油水井井况逐年变差，套损井不断增多，动态井网不完善，井网控制程度低，注采矛盾日趋严重，采收率难以提高的现状。实施老区加密调整，将原反九点井网调整为五点法注采井网。并严格落实加密调整方案，从单井设计、地面流程、生产运行、管理对策等方面加强优化，确保方案科学合理，同时加强资料录取、动态跟踪、能量补充、注采参数调配、地面配套各方面的及时性。方案实施后，单元注采比由0.85提升为0.93，注采对应率由87%提升为91% ，采油速度由0.93%提升为1.67%，水驱储量动用程度由84.2%提升为87.4%，地层压力由7.8MPa上升到8.4MPa，采收率提高13.2个百分点，实施效果良好。
3.2强化防砂工艺创新，提高防砂效果
3.2.1加大加砂量，强化地层改造。针对油层物性差，注水不见效油井，加大加砂量，排量由原来的1.3m3/min提高到1.5m3/min，增加携砂体积，强化地层改造，提高防砂效果。先后实施油井32口，平均日产液量14.5t/d，日产油量5.1t/d，综合含水65%，效果良好。
3.2.2应用冲砂解堵技术，实施水平井出砂治理。针对水平井出砂，筛管堵塞，影响油井供液的现状，应用连续油管高压水射流技术进行管内带压冲洗解堵作业，采用酸液高压水射流对地层进行解堵。林中9P18井实施该项措施后，日产油量由1.2t/d提升为3.5t/d，液面由878m上升为515m，效果良好。
3.3综合治理欠注井，提高有效注水量
随着老油田开发时间延长，欠注井、注不进水水井增多，开展欠注井专项治理。一是优化注水流程，提高系统压力。通过系统节点分析，摸清管损位置，实施改造提压，同时配套安装井口单流阀，减缓因系统压力波动导致地层返吐砂欠注；二是加大出砂水井治理力度。針对林樊家油田水井出砂严重的特点，优选化学防砂工艺，提高水井防砂效果；三是针对水井井况差，套损井进行大修修复治理，确保水井开井数。通过强化水井专项治理，抢上水井工作量，确保了林樊家油田水驱油藏开发需要，夯实了老油田稳产基础。
4.水驱出砂油藏开发效果评价
通过长效治理、加密调整以及实施控制自然递减分因素管理，林樊家油田原油产量稳中有升，开发形势变好。油水井开井数增加，日液能力由2443t/d提升为2609t/d，日增液166t/d，日油能力由741t/d提升为834t/d，日增油93t/d，年注水量由66.7×104m3增加到74.2×104m3。
4.1水驱储量动用状况评价。林樊家油田储量动用结果表明，林樊家动用储量3090×104t，水驱储量动用程度79.2%，其中完善水驱储量1270.1×104t，占41.1%；不完善水驱储量1177.1×104t，占38.1%。总体水驱储量动用程度较高，但不完善水驱储量仍占一定比例。
4.2能力保持状况评价。林樊家油田平均压力7.6MPa，压力保持水平74%，平均液面648m。与去年相比7.3MPa，压力增大0.3MPa，总体上林樊家油田能量保持状况中等。
4.3井网适应性评价。通过近年来油水井大修扶停，转注完善井网和综合加密调整，林东块、林中九块和林102块井网完善，注采对应率高，水驱控制程度高，目前单元井网井距基本符合开发要求。但仍存在林17块单元井网不适应，井网控制程度低。
4.4产液、注水状况评价。林樊家油田2006年-2010年相继实施区块的综合调整、油井转注措施工作量后，油田开发形势变好各项指标均呈上升趋势，年产液量由2005年的46.3×104t上升到2010年的90.3×104t，年注水量有由28.1×104m3上升到74.2×104m3，综合含水由60.1%上升到69%，上升了8个百分点，目前含水上升率3.4%，年含水上升速度0.9%。产液和产油大幅度上升，综合含水也呈上升趋势，符合油田开发规律。但年注水量增加幅度不大，不能满足水驱油藏开发的需要，下步仍需重点做好水井工作，增加开井数，提高有效注水量。
5.认识
近年来，针对林樊家油田逐渐暴露出来的井筒状况变差，套损井增加，防砂效果差；老区停产停注增多，动态井网不完善，采收率难以提高；水井出砂严重，生产周期短，不能满足水驱油藏开发需求等诸多开发矛盾，通过强化油藏地质研究和开发技术攻关，大力开展防砂工艺技术创新，老区综合调整、长效单元治理以及欠注井综合治理，形成了一套水驱出砂油藏开发技术系列，实现了采收率与储量动用率的双提高，老区中后期开发水平稳步提升。
参考文献
[1]姜振海.特高含水期水驱油藏井网调整效果研究.科学技术与工程，2011（09）.
[2]张超.水驱油藏提液提高采收率理论分析与实例.科技信息，2012（32）.
[3]辛林涛.出砂油藏注水井防砂、注水一体化技术.石油钻采工艺，2006（04）.
【关键词】水驱油藏；出砂；调整；治理；采收率
1.开发基本概况
林樊家油田动用地质储量3090.28×104t，主力开发层系为馆陶组大面积分布，储层埋藏深度1050m。构造内无明显断层，储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm，储层物性较好，孔隙度平均为31.7%，渗透率1664.2×10-3?m2，但平面上渗透率差异较大，非均质性较强，且因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重。1986年投入开发，先后经历了弹性开发、高速稳产开发、产量下降、产量稳升四个开发阶段，目前投产油井202口，开井182口，日液水平2609t/d，日油水平809t/d，综合含水69%，累计产油368.0874×104t，采油速度0.96%，采出程度11.91%；投注水井106口，开井97口，日注水平2000m3/d。
2.主要开发矛盾
2.1平面矛盾突出，主体单元边部油井低产低效井多
林樊家油田属河流相沉积，平面矛盾突出，油田主体单元边部油井因原油物性差，表现为油稠、油水粘度比大，注水不见效，导致油井产量低、采油速度低。其中，林中12块石油地质储量163×104t，投产油井11口，目前开井4口，采出程度仅为2.18%；林南1块位于林樊家油田西南主体边部，平均油层有效厚度为4.5m，油层发育较好，但受物性差、油稠的影响，油井受效差，生产中多表现为单井产量低、区块采油速度低，地层压力下降快，使得整体开发水平较差。
2.2出砂严重，防砂技术不完善
储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm，储层物性较好，孔隙度平均为31.7%，渗透率1664.2×10-3?m2，但平面上渗透率差异较大，非均质性较强，因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重。水井受地面压力波动、洗井质量及配套防砂技术部完善等各方面因素影响，水井躺井率大于作业维护频率，导致水井躺井停井较多。
3.水驱出砂油藏开发的主要做法
3.1实施老区加密调整，提高单元采收率
针对林樊家油田油水井井况逐年变差，套损井不断增多，动态井网不完善，井网控制程度低，注采矛盾日趋严重，采收率难以提高的现状。实施老区加密调整，将原反九点井网调整为五点法注采井网。并严格落实加密调整方案，从单井设计、地面流程、生产运行、管理对策等方面加强优化，确保方案科学合理，同时加强资料录取、动态跟踪、能量补充、注采参数调配、地面配套各方面的及时性。方案实施后，单元注采比由0.85提升为0.93，注采对应率由87%提升为91% ，采油速度由0.93%提升为1.67%，水驱储量动用程度由84.2%提升为87.4%，地层压力由7.8MPa上升到8.4MPa，采收率提高13.2个百分点，实施效果良好。
3.2强化防砂工艺创新，提高防砂效果
3.2.1加大加砂量，强化地层改造。针对油层物性差，注水不见效油井，加大加砂量，排量由原来的1.3m3/min提高到1.5m3/min，增加携砂体积，强化地层改造，提高防砂效果。先后实施油井32口，平均日产液量14.5t/d，日产油量5.1t/d，综合含水65%，效果良好。
3.2.2应用冲砂解堵技术，实施水平井出砂治理。针对水平井出砂，筛管堵塞，影响油井供液的现状，应用连续油管高压水射流技术进行管内带压冲洗解堵作业，采用酸液高压水射流对地层进行解堵。林中9P18井实施该项措施后，日产油量由1.2t/d提升为3.5t/d，液面由878m上升为515m，效果良好。
3.3综合治理欠注井，提高有效注水量
随着老油田开发时间延长，欠注井、注不进水水井增多，开展欠注井专项治理。一是优化注水流程，提高系统压力。通过系统节点分析，摸清管损位置，实施改造提压，同时配套安装井口单流阀，减缓因系统压力波动导致地层返吐砂欠注；二是加大出砂水井治理力度。針对林樊家油田水井出砂严重的特点，优选化学防砂工艺，提高水井防砂效果；三是针对水井井况差，套损井进行大修修复治理，确保水井开井数。通过强化水井专项治理，抢上水井工作量，确保了林樊家油田水驱油藏开发需要，夯实了老油田稳产基础。
4.水驱出砂油藏开发效果评价
通过长效治理、加密调整以及实施控制自然递减分因素管理，林樊家油田原油产量稳中有升，开发形势变好。油水井开井数增加，日液能力由2443t/d提升为2609t/d，日增液166t/d，日油能力由741t/d提升为834t/d，日增油93t/d，年注水量由66.7×104m3增加到74.2×104m3。
4.1水驱储量动用状况评价。林樊家油田储量动用结果表明，林樊家动用储量3090×104t，水驱储量动用程度79.2%，其中完善水驱储量1270.1×104t，占41.1%；不完善水驱储量1177.1×104t，占38.1%。总体水驱储量动用程度较高，但不完善水驱储量仍占一定比例。
4.2能力保持状况评价。林樊家油田平均压力7.6MPa，压力保持水平74%，平均液面648m。与去年相比7.3MPa，压力增大0.3MPa，总体上林樊家油田能量保持状况中等。
4.3井网适应性评价。通过近年来油水井大修扶停，转注完善井网和综合加密调整，林东块、林中九块和林102块井网完善，注采对应率高，水驱控制程度高，目前单元井网井距基本符合开发要求。但仍存在林17块单元井网不适应，井网控制程度低。
4.4产液、注水状况评价。林樊家油田2006年-2010年相继实施区块的综合调整、油井转注措施工作量后，油田开发形势变好各项指标均呈上升趋势，年产液量由2005年的46.3×104t上升到2010年的90.3×104t，年注水量有由28.1×104m3上升到74.2×104m3，综合含水由60.1%上升到69%，上升了8个百分点，目前含水上升率3.4%，年含水上升速度0.9%。产液和产油大幅度上升，综合含水也呈上升趋势，符合油田开发规律。但年注水量增加幅度不大，不能满足水驱油藏开发的需要，下步仍需重点做好水井工作，增加开井数，提高有效注水量。
5.认识
近年来，针对林樊家油田逐渐暴露出来的井筒状况变差，套损井增加，防砂效果差；老区停产停注增多，动态井网不完善，采收率难以提高；水井出砂严重，生产周期短，不能满足水驱油藏开发需求等诸多开发矛盾，通过强化油藏地质研究和开发技术攻关，大力开展防砂工艺技术创新，老区综合调整、长效单元治理以及欠注井综合治理，形成了一套水驱出砂油藏开发技术系列，实现了采收率与储量动用率的双提高，老区中后期开发水平稳步提升。
参考文献
[1]姜振海.特高含水期水驱油藏井网调整效果研究.科学技术与工程，2011（09）.
[2]张超.水驱油藏提液提高采收率理论分析与实例.科技信息，2012（32）.
[3]辛林涛.出砂油藏注水井防砂、注水一体化技术.石油钻采工艺，2006（04）.