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[摘 要]本文根据葡南一断块的油田开发实际，针对区块产量下降、综合含水上升、注水井欠注等主要开发矛盾，提出了完善注采关系、精细注水调整、提高薄差油层动用程度等措施是实现油田稳产的有效途径。
中图分类号：TE142 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）23-0258-01
一、基本概况
葡南一断块含油面积13.37km2，地质储量498×104t，开发层位葡I组。该区块于1990年8月投入开发，采用300m×300m反九点法面积井网开采。现有油井112口，注水井42口，油水井井数比为2.67：1。累计产油116.71×104t，采出程度23.32%，累计注水609.75×104m3，采油速度0.60%，平均日产液559t，日产油83t，综合含水85.16%。
二、区块开发存在主要矛盾
1、老井递减速度和含水上升速度过快
2005至2011年，区块老井综合递减率由7.89%升至12.34%，上升了4.45个百分点；综合含水由69.1%升至86.3%，上升了17.2个百分点。
2、薄差油层动用程度较低
根据区块17口注水井同位素吸水剖面测试结果，按1.0m以下、1.0-2.0m、2.0m以上3个等级分类，有效厚度动用比例分别为51.4%、80%和100%。
根据区块8口油井环空产液剖面测试结果，按1.0m以下、1.0-2.0m、2.0m以上3个等级分类，有效厚度动用比例分别为47.4%、83.6%和100%。
3、区块欠注井数逐年增多
区块受注水管网末端、注水干线长、管线老化严重等注水工艺和油层发育情况等因素影响，2014年，区块欠注水井已由2009年的5口增加到14口，欠注井占区块总水井数的33.3%。14口井按成因分类，油层发育差2口，层间平面矛盾1口，油层污染9口，井筒脏测试后欠注2口。
三、区块治理措施
1、完善注采关系，提高水驱控制程度
2012年12月-2013年6月，区块共投产加密油井41口，老油井转注7口，在有效补充老油井产能不足同时，完善了原井网的注采关系，提高了全区水驱控制程度。
通过7口老油井转注，使周围6口油井受效，新增来水方向8个，增加连通砂岩厚度15.6m，有效厚度8.2m，6口油井日产油增加9.8t，综合含水下降14.5个百分点。
井网加密调整后，全区水驱控制程度由65.68%提高到71.3%，提高了5.62个百分点。
2、精细注水调整，提高水驱开发效果
本着加大新方向注水，控制老方向注水，减缓层间矛盾，合理划分注水层段的调整原则，2012-2014年葡南一断块增注16口（延长注水周期6口，增加层段注水10口），层段控水7口，层段细分1口。共调整层段25个，受效油井18口，日增油3.8t。
针对水质差导致油层污染和井筒脏的问题，自2014年5月起，按甲乙方内部市场运作模式，全区推行了大排量洗井，以提高注水井洗井质量，改善注入水水质和油田开发效果。同时，2012年-2014年，对7口注水井采取了酸化增注措施，缓解了注水井欠注矛盾。
3、优选压裂堵水井，提高薄差油层动用程度
根据油井压裂堵水选井选层原则，为有效挖掘薄差油层产油能力，2012-2014年葡南一断块油井压裂5口，堵水6口，压裂层段20个，堵水层段7个。截止目前，已累计增油905t。
四、区块治理总体效果
葡南一断块通过综合治理工作的稳步推进，目前生产情况与两年前对比，区块呈现“三升一稳”的良好态势，即注水量上升、日产液上升、日产油上升，综合含水稳定，油田开发形势明显好转。日注水由755m3升至1129m3，日增注374m3；日产液由473t升至559t，日增液86t；日产油由63t升至83t，日增油20t；综合含水由86.65%稳定在85.16%的水平，注采比1.92。
区块老井递减和含水上升速度得到有效控制。老井综合递减率由2011年的12.34%降至目前的6.6%，下降了5.74个百分点；老井综合含水由86.3%下降至目前85.2%，呈现负增长。
薄差油层动用状况得到改善。与2011年注水井同位素吸水剖面测试结果对比，1.0m以下有效厚度动用比例由51.4%升至57.8%，上升了6.4个百分点，全区总体上升了1.2个百分点。
与2011年油井环空产液剖面测试结果对比，1.0m以下有效厚度动用比例由47.4%升至53%，上升了5.6个百分点，全区总体上升了1.5个百分点。
五、区块治理方向
1、降低油水井井数比
在注采压差稳定，油田总井数一定的条件下，不同含水率合理油水井井数比不同，通过采液指数和吸水指数可得出合理油水井井数比，其表达式为：
K=（JW/JL）1/2
式中K：合理油水井数比
JW：采液指数（t/Mpa）
JL：吸水指数（m3/Mpa）
通过计算，葡南一断块目前85%的含水率，合理油水井数比应为1.45：1，实际为2.67：1，油水井井数比偏大，下步可采取高含水井转注措施，合理降低油水井井数比。
2、持续改善注入水水质
由于葡南一断块长期处于管网末端，注水干线长，水质二次污染严重，在全面推行注水井大排量洗井同时，下一步可定期组织清洗支干线，选择安装井口过滤装置，以降低管网原因造成的水质污染程度。
六、幾点认识
1、通过加密调整和油井转注，可完善区块注采关系，扩大注水井波及体积，增加油层动用储量，能够达到减缓产量递减，控制含水上升的目的，它是改善油田开发效果的有效方法，也是实现葡南一断块稳产的有效途径。
2、注水开发的油田，注采协调是基础，只有抓好注水工作，才能抓住油田稳产的主动权。选择老油井转注时应与高含水井治理相结合，尽量减少转注导致的产量损失。
3、抓好注入水水质管理，有效控制二次污染是防止注水井欠注的根本因素。
参考文献
[1] 杏45井区注采结构调整胡玉凤大庆油田稳油控水事例选编，1993年6月.
中图分类号：TE142 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）23-0258-01
一、基本概况
葡南一断块含油面积13.37km2，地质储量498×104t，开发层位葡I组。该区块于1990年8月投入开发，采用300m×300m反九点法面积井网开采。现有油井112口，注水井42口，油水井井数比为2.67：1。累计产油116.71×104t，采出程度23.32%，累计注水609.75×104m3，采油速度0.60%，平均日产液559t，日产油83t，综合含水85.16%。
二、区块开发存在主要矛盾
1、老井递减速度和含水上升速度过快
2005至2011年，区块老井综合递减率由7.89%升至12.34%，上升了4.45个百分点；综合含水由69.1%升至86.3%，上升了17.2个百分点。
2、薄差油层动用程度较低
根据区块17口注水井同位素吸水剖面测试结果，按1.0m以下、1.0-2.0m、2.0m以上3个等级分类，有效厚度动用比例分别为51.4%、80%和100%。
根据区块8口油井环空产液剖面测试结果，按1.0m以下、1.0-2.0m、2.0m以上3个等级分类，有效厚度动用比例分别为47.4%、83.6%和100%。
3、区块欠注井数逐年增多
区块受注水管网末端、注水干线长、管线老化严重等注水工艺和油层发育情况等因素影响，2014年，区块欠注水井已由2009年的5口增加到14口，欠注井占区块总水井数的33.3%。14口井按成因分类，油层发育差2口，层间平面矛盾1口，油层污染9口，井筒脏测试后欠注2口。
三、区块治理措施
1、完善注采关系，提高水驱控制程度
2012年12月-2013年6月，区块共投产加密油井41口，老油井转注7口，在有效补充老油井产能不足同时，完善了原井网的注采关系，提高了全区水驱控制程度。
通过7口老油井转注，使周围6口油井受效，新增来水方向8个，增加连通砂岩厚度15.6m，有效厚度8.2m，6口油井日产油增加9.8t，综合含水下降14.5个百分点。
井网加密调整后，全区水驱控制程度由65.68%提高到71.3%，提高了5.62个百分点。
2、精细注水调整，提高水驱开发效果
本着加大新方向注水，控制老方向注水，减缓层间矛盾，合理划分注水层段的调整原则，2012-2014年葡南一断块增注16口（延长注水周期6口，增加层段注水10口），层段控水7口，层段细分1口。共调整层段25个，受效油井18口，日增油3.8t。
针对水质差导致油层污染和井筒脏的问题，自2014年5月起，按甲乙方内部市场运作模式，全区推行了大排量洗井，以提高注水井洗井质量，改善注入水水质和油田开发效果。同时，2012年-2014年，对7口注水井采取了酸化增注措施，缓解了注水井欠注矛盾。
3、优选压裂堵水井，提高薄差油层动用程度
根据油井压裂堵水选井选层原则，为有效挖掘薄差油层产油能力，2012-2014年葡南一断块油井压裂5口，堵水6口，压裂层段20个，堵水层段7个。截止目前，已累计增油905t。
四、区块治理总体效果
葡南一断块通过综合治理工作的稳步推进，目前生产情况与两年前对比，区块呈现“三升一稳”的良好态势，即注水量上升、日产液上升、日产油上升，综合含水稳定，油田开发形势明显好转。日注水由755m3升至1129m3，日增注374m3；日产液由473t升至559t，日增液86t；日产油由63t升至83t，日增油20t；综合含水由86.65%稳定在85.16%的水平，注采比1.92。
区块老井递减和含水上升速度得到有效控制。老井综合递减率由2011年的12.34%降至目前的6.6%，下降了5.74个百分点；老井综合含水由86.3%下降至目前85.2%，呈现负增长。
薄差油层动用状况得到改善。与2011年注水井同位素吸水剖面测试结果对比，1.0m以下有效厚度动用比例由51.4%升至57.8%，上升了6.4个百分点，全区总体上升了1.2个百分点。
与2011年油井环空产液剖面测试结果对比，1.0m以下有效厚度动用比例由47.4%升至53%，上升了5.6个百分点，全区总体上升了1.5个百分点。
五、区块治理方向
1、降低油水井井数比
在注采压差稳定，油田总井数一定的条件下，不同含水率合理油水井井数比不同，通过采液指数和吸水指数可得出合理油水井井数比，其表达式为：
K=（JW/JL）1/2
式中K：合理油水井数比
JW：采液指数（t/Mpa）
JL：吸水指数（m3/Mpa）
通过计算，葡南一断块目前85%的含水率，合理油水井数比应为1.45：1，实际为2.67：1，油水井井数比偏大，下步可采取高含水井转注措施，合理降低油水井井数比。
2、持续改善注入水水质
由于葡南一断块长期处于管网末端，注水干线长，水质二次污染严重，在全面推行注水井大排量洗井同时，下一步可定期组织清洗支干线，选择安装井口过滤装置，以降低管网原因造成的水质污染程度。
六、幾点认识
1、通过加密调整和油井转注，可完善区块注采关系，扩大注水井波及体积，增加油层动用储量，能够达到减缓产量递减，控制含水上升的目的，它是改善油田开发效果的有效方法，也是实现葡南一断块稳产的有效途径。
2、注水开发的油田，注采协调是基础，只有抓好注水工作，才能抓住油田稳产的主动权。选择老油井转注时应与高含水井治理相结合，尽量减少转注导致的产量损失。
3、抓好注入水水质管理，有效控制二次污染是防止注水井欠注的根本因素。
参考文献
[1] 杏45井区注采结构调整胡玉凤大庆油田稳油控水事例选编，1993年6月.