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摘 要：史深100区块为一深埋、高压、低渗岩性油藏，针对开发中存在主要问题，通过加强地质、工艺、注采一体化运行，以更新转注为手段，局部完善井网，协调注采关系，提高储量控制及动用程度；优化工艺技术，提高单井产注能力；地面参数优化、管网升级改造，提高地面注水系统能力和效率；最终实现提高油田开发效果的目标。
关键词：低渗油藏 一体化治理
一、基本概况
史深100低渗油藏位于东营凹陷中央隆起带西端，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，史深100主体含油面积11.5km2，地质储量1082×104t，标定采收率为22%。史深100沙三中为埋藏深、高压、低渗、边水不活跃的岩性油藏。
史深100主体一体化治理前，平均单井日液6.7t/d，综合含水29.0%。动液面1481m，地层压力22.4 MPa，水井平均单井日注水平16m3/d。
二、存在主要问题
1.局部注采井网不完善，储量失控。油水井井况问题突出，造成注采井网二次不完善，导致失控地质储量70.2×104t，损失水驱储量128.6×104t。
2.平面上注采不协调，核部水淹水窜，边部注采两难，水井欠注严重，统计17口欠注井，日欠水量232 m3/d。
3.沿程水质不稳定，井筒结垢严重；
4.地面系统能力和压力不足。
三、一体化治理思路
油藏开发方面，（1）实施矢量化井网加密，提高油藏采收率。（2）局部油井更新、水井大修完善注采井网，提高储量、水驱储量动用程度。（3）水井攻欠增注进一步提高地层能量，油井油层改造提高单井产能，改善开发效果。
地面配套方面，着重解决注水泵效率低，泵、干压差大、运行能力调配难的问题，对沿程水质进行配套改造。
四、主要做法
1.优化方案设计，提高了措施针对性
1.1加强油层保护，提高了新井产能
1.1.1优化钻井液体系，优选油层保护剂
1.1.2调控钻井液密度，保持近平衡钻井
1.1.3应用负压射孔技术，降低油层污染
加强油层保护后，有效解放了油层潜力，新井常规投产即可获得7吨以上的产能，是2004年史103加密区常规投产的3-4倍，油井自然产能大幅提高。
2.实施分类治理，不同区域采取不同的投产方案
2.1注采完善区采取负压射孔常规投产。如史3-5-斜101井注采对应较好，且累积注水较多，地层压力保持水平较高，优化实施负压射孔投产方式，取得了初期日油11.9吨/天的高产。
2.2注采欠完善区采取压裂投产方式。如史3-4-斜14井通过实施宽短缝压裂方式，初期日液13.5吨/天，日油11吨/天，含水18.5%，生产效果较好。
2.3提前实施井网转换，尽早补充地层能量
根据区域物性差异，对水井吸水差，地层亏空大，地层能量不足区域，提前实施转注，完善注采井网，目前已见到一定的注水效果。如史3-2-斜101井提前转注后，对应油井注水见效明显，动液面由1546m恢复到954m。
3.优化集成技术系列，提高了工艺技术适应性
3.1加强攻欠增注，提高水井日注能力
针对水质污染、泥浆污染及物性差等因素，开展室内试验，优选酸液配方。在此基础上，根据水井欠注类型，开展了盐酸、土酸、缓速酸和活性水等四项化学增注体系配套15井次，平均油压由原来的30.8MPa降至25.4MPa，日注能力由原来的10.1m3/d升至目前的30.7m3/d。
3.2油井压裂、解堵，提高了储量控制程度
3.2.1针对史深100油井结垢、炮眼堵塞、油井产能低的问题，通过加强注采分析，优化酸化解堵配方，有效提高了油井产能。共实施油井解堵见效10口，平均单井日增油2.98t/d。
3.2.2油层改造方面，开展宽短缝压裂引效及重复压裂改造，提高老井增产效果。一注采井网完善区实施宽短缝压裂，共实施5井次。二是开展重复压裂，通过提高砂比，延伸老裂缝或者压新缝，大幅度增加单井产能，提高采出程度。
4.加强地面配套，保障了一体化工作效果
4.1加强沿程水质管理，保障了注入水质稳定达标。
4.1.1在源头污水站，重点是做好了水质处理设备的维护保养工作，协调资金更新了1套加药装置和4台污水泵；同时认真抓好了水质运行工作，使史南污水站外输水质达标率基本保持在100%运行。
4.2.2在注水泵站及沿程管网，重点是抓好了沿程水质的节点管理，更新了史100注水站的精细过滤器1套，对重点管线采取了水气混洗清污措施，加密了水质取样监测。史南污系统沿程水质实现了稳定达标，污水站外输水质达标率平均99.1%，井口水质达标率平均97.8%。
4.2加大地面工程改造力度，努力提高有效注水量。
4.2.1为保障系统压力平稳运行，实施了史100注水站扩能改造，更新3台老旧柱塞泵，并对泵房内的高压工艺管汇进行了更新，改造后，史100注水站系统干压保持在30MPa运行，日供水量增加448m3/d。
4.2.2为提高部分欠注井的吸收能力，实施了配水间整体增压改造，安装增压泵2台，并对配水间工艺管汇以及单井管线进行了升压改造。改造后，两座配水间的注水压力由29MPa提高到32MPa，增加有效注水量147m3/d。
五、治理效果及认识
1.指标完成情况
通过一体化治理，史深100主体开发形势逐渐变好，日注能力由790m3/d上升到893m3/d（提高103m3/d），日油能力由243t/d上升到289t/d（增加46t/d）。改造后泵站能力由1600m3/d提高到了2600m3/d，注水系统效率由78.5%提高到了81.3%，区块井口水质达标率平均97.8%。
2.稳产基础指标改善情况
水驱控制程度由77.3%上升到89.2%，提高11.9%；水驱动用程度由63.3%上升到78.5%，提高15.2%；采收率由19.53%提高到27.6%，提高了8.07%；增加可采储量71.5×104t。
3.取得认识
3.1加强组织运行，是确保一体化治理的前提
3.2优化地面配套，提高系统效率，是一体化治理的保障；
3.3加大工程、工艺的技术攻关，确保各类措施的有效率；
3.4实现油藏、井筒、地面的有机结合，是确保增注效果的关键；
3.5加强油水井管理及动态分析，是确保低渗油藏有效注水的重要手段。
参考文献
[1]李道品.低渗透油田高效开发决策论[M].第一版.北京：石油工业出版社，2003：4-6
[2]王鑫等.低渗透油田注水井解堵规模的探讨[J].大庆石油地质与开发，2004，23（3）：70-71
[3]赵春森等.低渗透油藏各向异性交错井网优化[J].油气田地面工程，2010，29（11）：17-18
关键词：低渗油藏 一体化治理
一、基本概况
史深100低渗油藏位于东营凹陷中央隆起带西端，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，史深100主体含油面积11.5km2，地质储量1082×104t，标定采收率为22%。史深100沙三中为埋藏深、高压、低渗、边水不活跃的岩性油藏。
史深100主体一体化治理前，平均单井日液6.7t/d，综合含水29.0%。动液面1481m，地层压力22.4 MPa，水井平均单井日注水平16m3/d。
二、存在主要问题
1.局部注采井网不完善，储量失控。油水井井况问题突出，造成注采井网二次不完善，导致失控地质储量70.2×104t，损失水驱储量128.6×104t。
2.平面上注采不协调，核部水淹水窜，边部注采两难，水井欠注严重，统计17口欠注井，日欠水量232 m3/d。
3.沿程水质不稳定，井筒结垢严重；
4.地面系统能力和压力不足。
三、一体化治理思路
油藏开发方面，（1）实施矢量化井网加密，提高油藏采收率。（2）局部油井更新、水井大修完善注采井网，提高储量、水驱储量动用程度。（3）水井攻欠增注进一步提高地层能量，油井油层改造提高单井产能，改善开发效果。
地面配套方面，着重解决注水泵效率低，泵、干压差大、运行能力调配难的问题，对沿程水质进行配套改造。
四、主要做法
1.优化方案设计，提高了措施针对性
1.1加强油层保护，提高了新井产能
1.1.1优化钻井液体系，优选油层保护剂
1.1.2调控钻井液密度，保持近平衡钻井
1.1.3应用负压射孔技术，降低油层污染
加强油层保护后，有效解放了油层潜力，新井常规投产即可获得7吨以上的产能，是2004年史103加密区常规投产的3-4倍，油井自然产能大幅提高。
2.实施分类治理，不同区域采取不同的投产方案
2.1注采完善区采取负压射孔常规投产。如史3-5-斜101井注采对应较好，且累积注水较多，地层压力保持水平较高，优化实施负压射孔投产方式，取得了初期日油11.9吨/天的高产。
2.2注采欠完善区采取压裂投产方式。如史3-4-斜14井通过实施宽短缝压裂方式，初期日液13.5吨/天，日油11吨/天，含水18.5%，生产效果较好。
2.3提前实施井网转换，尽早补充地层能量
根据区域物性差异，对水井吸水差，地层亏空大，地层能量不足区域，提前实施转注，完善注采井网，目前已见到一定的注水效果。如史3-2-斜101井提前转注后，对应油井注水见效明显，动液面由1546m恢复到954m。
3.优化集成技术系列，提高了工艺技术适应性
3.1加强攻欠增注，提高水井日注能力
针对水质污染、泥浆污染及物性差等因素，开展室内试验，优选酸液配方。在此基础上，根据水井欠注类型，开展了盐酸、土酸、缓速酸和活性水等四项化学增注体系配套15井次，平均油压由原来的30.8MPa降至25.4MPa，日注能力由原来的10.1m3/d升至目前的30.7m3/d。
3.2油井压裂、解堵，提高了储量控制程度
3.2.1针对史深100油井结垢、炮眼堵塞、油井产能低的问题，通过加强注采分析，优化酸化解堵配方，有效提高了油井产能。共实施油井解堵见效10口，平均单井日增油2.98t/d。
3.2.2油层改造方面，开展宽短缝压裂引效及重复压裂改造，提高老井增产效果。一注采井网完善区实施宽短缝压裂，共实施5井次。二是开展重复压裂，通过提高砂比，延伸老裂缝或者压新缝，大幅度增加单井产能，提高采出程度。
4.加强地面配套，保障了一体化工作效果
4.1加强沿程水质管理，保障了注入水质稳定达标。
4.1.1在源头污水站，重点是做好了水质处理设备的维护保养工作，协调资金更新了1套加药装置和4台污水泵；同时认真抓好了水质运行工作，使史南污水站外输水质达标率基本保持在100%运行。
4.2.2在注水泵站及沿程管网，重点是抓好了沿程水质的节点管理，更新了史100注水站的精细过滤器1套，对重点管线采取了水气混洗清污措施，加密了水质取样监测。史南污系统沿程水质实现了稳定达标，污水站外输水质达标率平均99.1%，井口水质达标率平均97.8%。
4.2加大地面工程改造力度，努力提高有效注水量。
4.2.1为保障系统压力平稳运行，实施了史100注水站扩能改造，更新3台老旧柱塞泵，并对泵房内的高压工艺管汇进行了更新，改造后，史100注水站系统干压保持在30MPa运行，日供水量增加448m3/d。
4.2.2为提高部分欠注井的吸收能力，实施了配水间整体增压改造，安装增压泵2台，并对配水间工艺管汇以及单井管线进行了升压改造。改造后，两座配水间的注水压力由29MPa提高到32MPa，增加有效注水量147m3/d。
五、治理效果及认识
1.指标完成情况
通过一体化治理，史深100主体开发形势逐渐变好，日注能力由790m3/d上升到893m3/d（提高103m3/d），日油能力由243t/d上升到289t/d（增加46t/d）。改造后泵站能力由1600m3/d提高到了2600m3/d，注水系统效率由78.5%提高到了81.3%，区块井口水质达标率平均97.8%。
2.稳产基础指标改善情况
水驱控制程度由77.3%上升到89.2%，提高11.9%；水驱动用程度由63.3%上升到78.5%，提高15.2%；采收率由19.53%提高到27.6%，提高了8.07%；增加可采储量71.5×104t。
3.取得认识
3.1加强组织运行，是确保一体化治理的前提
3.2优化地面配套，提高系统效率，是一体化治理的保障；
3.3加大工程、工艺的技术攻关，确保各类措施的有效率；
3.4实现油藏、井筒、地面的有机结合，是确保增注效果的关键；
3.5加强油水井管理及动态分析，是确保低渗油藏有效注水的重要手段。
参考文献
[1]李道品.低渗透油田高效开发决策论[M].第一版.北京：石油工业出版社，2003：4-6
[2]王鑫等.低渗透油田注水井解堵规模的探讨[J].大庆石油地质与开发，2004，23（3）：70-71
[3]赵春森等.低渗透油藏各向异性交错井网优化[J].油气田地面工程，2010，29（11）：17-18