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摘要：某油田进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，开展综合调整，精细挖潜创造了该区块三年产油量不降、含水不升的好效果，并形成了一套特高含水期水驱开发调整技术和管理模式，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。
主题词：稳产 采收率 精细挖潜
中图分类号：TD353.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）29-031-01
一、水驱精细挖潜区块概况
（1） 地质概况
該区块位于油田开发中部，含油面积7km2，地质储量2400×104t。
全区共发育三个油层组数10个细分沉积单元。某小层1为主力油层，其它为非主力油层。主力油层为三角洲分流平原相和内前缘相沉积。非主力油层除某小层2是滨外坝沉积、某小层3是三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。基础井网于采用面积注水各层系合采方式，油井单井射开砂岩厚度37m，有效厚度20m。
（2）调整前生产情况
试验区共有油水井348口，其中油井230口，水井118口。2010年2月，油井开井224口，日产液5880t，日产油量344t，综合含水94%，流压4.0MPa，累积产油888×104t。注水井开井117口，日注水量6976m3，累积注水3606×104m3，累积注采比0.8，采出程度36%，采油速度0.6%，2009年自然递减13%，地层压力10MPa，总压差-1.0MPa。
二、精细挖潜措施开展情况
（1）试验工作量及2012年措施效果
试验从2010年至2012年共三年。三年来计划实施各类油水井调整方案451井次，截止到2012年，6月份全部完施完。已经实施完451口井。
统计2012年措施效果。一是实施油水井补孔31口，其中油井补孔21口，前后对比，日产液量由269t上升到516t，日增液247t；日产油量由23.3t上升到69.2t，日增油45.9t，综合含水由91%下降到87%，下降了4个百分点；平均流压由2.5MPa下降到2.4MPa，下降了0.1MPa，平均单井日增液12t，日增油2.2t。注水井补孔10口井，日注水量462m3增加到661m3，增加了199m3，平均单井日注水量增加19.9m3。油水井补孔后，调整井区水驱控制程度由85%上升到90%，提高了5个百分点，薄差油层注采井距小于200m比例由63%上升到85%，提高了22个百分点。油井压裂4口井，前后对比，日产液由64t上升到100t，日增液36t；日产油由5.9t上升到13.8t，日增油7.9t；综合含水由91%下降到86%，下降了5个百分点；平均流压由2.5MPa上升到3.4MPa，上升了0.9MPa。平均单井日增液9t，日增油2.0t。油井机械堵水7口井，前后对比，日产液量由155t下降到126t，日降液29t；日产油量由4.4t上升到8.0t，日增油3.6t；综合含水由97%下降到94%，下降3个百分点，平均流压由6.7MPa下降到3.8MPa，下降了2.9MPa。平均单井日降液4t，日增油0.3t。调参换大泵11口井，前后对比，日产液由254t上升到386t，日增液132t；日产油由29t上升到46t，日增油17t，综合含水由89%下降到88%，下降了1个百分点；平均流压由6.8MPa下降到3.7MPa，下降了3.1MPat。
同时统计执行第一批综合调整的17口井，日实注增加了489m3，第二批和第三批是为了控制低效无效循环，调整41井次，日实注减少了860m3。通过“656”细分调整原则，调整39口井，增注了341m3，注水层段增加了79个。浅调剖实施7口井，启动压力上升了1.5MPa，注水压力上升了0.4MPa，日注水量下降了12m3。
（2）完善配套措施，实现精细化管理
通过开展现场试验和开发方案优化软件，突出效益管理，成本管理，技术管理，真正体现出精细化管理。为此，开展了油水井个性化管理，改进了现有的管理模式，提高了单井的开发效益。
2012年来，针对经济效益评价软件评价出的各类效益井进行注水方案调整58井次，细分调整39井次，补孔压裂措施调整36井次，目前与2009年对比，单井开发效益明显提高，其中无效井下降了45口，高效井增加了24口，有效井增加了21口，单井开发效益增加了46万元。
通过与厂信息中心配合，对涉及到的生产管理、技术管理、经营管理、安全管理、生产分析等五个方面的大量数据进行制表、完善内容，初步形成了数字化精细管理平台。按照需求，该平台目前共分为五个功能模块，基础资料模块、生产分析模块、经营管理模块、安全管理模块、生产管理模块。五个功能模块下面又有许多扩展平台，可以实现诸多功能。从而，建立了“井井有人管、层层有人抓、时时有人跟”的生产管理模式。
三、精细挖潜效果分析
（1）开发形势变好
2012年上半年总的油田开发形势是：受钻关恢复及注水方案调整及新井注水时率增加油田注水量有所上升，地层压力上升，受措施增产、注水受效影响产油量保持稳定。
与2011年对比，日注水量增加是因为：钻关恢复7口井，日增加150m3；上年新井3口井，日增加95m3；细分调整、测试调整39口井，日增加636m3；措施增注6口井，日增加95m3。水平注水量减少是因为：方案下调15口井，日影响203m3；时率影响7口井，日均影响147m3。
同井号对比59口井，地层压力回升了0.10MPa。
2012年底，油井开井219口，日产液量6617t，日产油量428t，综合含水94%，平均流压3.9MPa，与2011年12月份对比，日产液量下降134t，日产油量上升21t，综合含水下降0.4个百分点，平均流压下降0.3MPa。
（2）综合调整效果明显
经过三年综合调整，研究区块年注水量稳定在245×104m3，产油量稳定在12×104t，年均含水稳定在93.8%，各项指标控制在计划以内。
油水井补孔后，水驱砂岩控制程度提高了5.2个百分点，油井砂岩出液提高了6.7个百分点，砂岩吸水厚度比例提高了7.0个百分点，单井开发效益提高了46万元。
地层压力分布更加趋于合理。其中同井号对比地层压力59口井，高压区比例由2009年的57.6%减少到2012年的35.6%，减少了22.0个百分点；低压区比例由2009年的20.3%减少到6.8%，减少了13.5个百分点。
四、结论及认识
（1）通过精细调整，实现了三年产量不降、含水不升的目标。
（2）过油井补孔完善注采关系，提高了水驱控制程度，有效地减缓产量递减和控制含水上升速度。
（3）搞好措施方案和监测方案设计，通过调整使监测资料更加具有合理性、代表性，为油田开发方案调整提供依据。
（4）精细注水方案调整，缩小了层间差异，使压力分布更趋于合理。
（5）精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。
主题词：稳产 采收率 精细挖潜
中图分类号：TD353.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）29-031-01
一、水驱精细挖潜区块概况
（1） 地质概况
該区块位于油田开发中部，含油面积7km2，地质储量2400×104t。
全区共发育三个油层组数10个细分沉积单元。某小层1为主力油层，其它为非主力油层。主力油层为三角洲分流平原相和内前缘相沉积。非主力油层除某小层2是滨外坝沉积、某小层3是三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。基础井网于采用面积注水各层系合采方式，油井单井射开砂岩厚度37m，有效厚度20m。
（2）调整前生产情况
试验区共有油水井348口，其中油井230口，水井118口。2010年2月，油井开井224口，日产液5880t，日产油量344t，综合含水94%，流压4.0MPa，累积产油888×104t。注水井开井117口，日注水量6976m3，累积注水3606×104m3，累积注采比0.8，采出程度36%，采油速度0.6%，2009年自然递减13%，地层压力10MPa，总压差-1.0MPa。
二、精细挖潜措施开展情况
（1）试验工作量及2012年措施效果
试验从2010年至2012年共三年。三年来计划实施各类油水井调整方案451井次，截止到2012年，6月份全部完施完。已经实施完451口井。
统计2012年措施效果。一是实施油水井补孔31口，其中油井补孔21口，前后对比，日产液量由269t上升到516t，日增液247t；日产油量由23.3t上升到69.2t，日增油45.9t，综合含水由91%下降到87%，下降了4个百分点；平均流压由2.5MPa下降到2.4MPa，下降了0.1MPa，平均单井日增液12t，日增油2.2t。注水井补孔10口井，日注水量462m3增加到661m3，增加了199m3，平均单井日注水量增加19.9m3。油水井补孔后，调整井区水驱控制程度由85%上升到90%，提高了5个百分点，薄差油层注采井距小于200m比例由63%上升到85%，提高了22个百分点。油井压裂4口井，前后对比，日产液由64t上升到100t，日增液36t；日产油由5.9t上升到13.8t，日增油7.9t；综合含水由91%下降到86%，下降了5个百分点；平均流压由2.5MPa上升到3.4MPa，上升了0.9MPa。平均单井日增液9t，日增油2.0t。油井机械堵水7口井，前后对比，日产液量由155t下降到126t，日降液29t；日产油量由4.4t上升到8.0t，日增油3.6t；综合含水由97%下降到94%，下降3个百分点，平均流压由6.7MPa下降到3.8MPa，下降了2.9MPa。平均单井日降液4t，日增油0.3t。调参换大泵11口井，前后对比，日产液由254t上升到386t，日增液132t；日产油由29t上升到46t，日增油17t，综合含水由89%下降到88%，下降了1个百分点；平均流压由6.8MPa下降到3.7MPa，下降了3.1MPat。
同时统计执行第一批综合调整的17口井，日实注增加了489m3，第二批和第三批是为了控制低效无效循环，调整41井次，日实注减少了860m3。通过“656”细分调整原则，调整39口井，增注了341m3，注水层段增加了79个。浅调剖实施7口井，启动压力上升了1.5MPa，注水压力上升了0.4MPa，日注水量下降了12m3。
（2）完善配套措施，实现精细化管理
通过开展现场试验和开发方案优化软件，突出效益管理，成本管理，技术管理，真正体现出精细化管理。为此，开展了油水井个性化管理，改进了现有的管理模式，提高了单井的开发效益。
2012年来，针对经济效益评价软件评价出的各类效益井进行注水方案调整58井次，细分调整39井次，补孔压裂措施调整36井次，目前与2009年对比，单井开发效益明显提高，其中无效井下降了45口，高效井增加了24口，有效井增加了21口，单井开发效益增加了46万元。
通过与厂信息中心配合，对涉及到的生产管理、技术管理、经营管理、安全管理、生产分析等五个方面的大量数据进行制表、完善内容，初步形成了数字化精细管理平台。按照需求，该平台目前共分为五个功能模块，基础资料模块、生产分析模块、经营管理模块、安全管理模块、生产管理模块。五个功能模块下面又有许多扩展平台，可以实现诸多功能。从而，建立了“井井有人管、层层有人抓、时时有人跟”的生产管理模式。
三、精细挖潜效果分析
（1）开发形势变好
2012年上半年总的油田开发形势是：受钻关恢复及注水方案调整及新井注水时率增加油田注水量有所上升，地层压力上升，受措施增产、注水受效影响产油量保持稳定。
与2011年对比，日注水量增加是因为：钻关恢复7口井，日增加150m3；上年新井3口井，日增加95m3；细分调整、测试调整39口井，日增加636m3；措施增注6口井，日增加95m3。水平注水量减少是因为：方案下调15口井，日影响203m3；时率影响7口井，日均影响147m3。
同井号对比59口井，地层压力回升了0.10MPa。
2012年底，油井开井219口，日产液量6617t，日产油量428t，综合含水94%，平均流压3.9MPa，与2011年12月份对比，日产液量下降134t，日产油量上升21t，综合含水下降0.4个百分点，平均流压下降0.3MPa。
（2）综合调整效果明显
经过三年综合调整，研究区块年注水量稳定在245×104m3，产油量稳定在12×104t，年均含水稳定在93.8%，各项指标控制在计划以内。
油水井补孔后，水驱砂岩控制程度提高了5.2个百分点，油井砂岩出液提高了6.7个百分点，砂岩吸水厚度比例提高了7.0个百分点，单井开发效益提高了46万元。
地层压力分布更加趋于合理。其中同井号对比地层压力59口井，高压区比例由2009年的57.6%减少到2012年的35.6%，减少了22.0个百分点；低压区比例由2009年的20.3%减少到6.8%，减少了13.5个百分点。
四、结论及认识
（1）通过精细调整，实现了三年产量不降、含水不升的目标。
（2）过油井补孔完善注采关系，提高了水驱控制程度，有效地减缓产量递减和控制含水上升速度。
（3）搞好措施方案和监测方案设计，通过调整使监测资料更加具有合理性、代表性，为油田开发方案调整提供依据。
（4）精细注水方案调整，缩小了层间差异，使压力分布更趋于合理。
（5）精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。