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[摘 要]某区过渡带主要是背斜构造，为三角洲水下分流河道沉积。近几年来，油田开发进入了高含水期，为了更好地提高采收率，通过对某区东部过渡带二次加密前后效果的分析及认识，明确该区块东部过渡带今后开发调整的主要方向。
[关键词]二次加密井 动用厚度 效果分析
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0094-01
本文通过某区东部过渡带一条带二次加密前动用状况和二次加密调整井动用状况认识，以及加密后二次油井的受效特点，确定了该区东部过渡带今后开发调整的主要原则。
1 基本概况
某区过渡带东部，构造比较平缓，地层倾角在1.8～2.5。断层较多。油水分布主要受背斜构造控制，油水界面受断层影响变化较大，深度为-1020～-1040m。共发育3个油层组，分为13个砂岩组，42个小层。
东部过渡带一条带基础井网1981年投入开发，采用500 m井距四点法面积注水井网，1988年对一条带一次加密调整，调整井网与基础井网共同组成250 m井距四点法面积注水井网，开采层系为某些层组合采。2004年为解决表外储层和表内薄差层动用状况差的问题，对过渡带进行二次加密调整，原油井间加油井，形成190m注采井距线状注水方式。
2 东部过渡带油田开发中存在的主要问题
2.1 动用程度低，层间矛盾大
过渡带地区二次加密前的两套井网均是某些层组合采，射孔井段长，层间干扰严重，油层动用状况差异大。有效厚度大于0.5 m的层动用状况较好，有效厚度小于0.5 m的表内层动用状况差，表外层在原井网下射孔不完善，动用程度最低。
2.2 地层压力高、注采不完善及压力系统调整加大产量递减
2.2.1 套管损坏速度快，注采不完善造成递减加大
截止到二次加密前，该区块累计投注注水井数27口，套损井数达8口，占已投注井数的29.6%，套损速度非常快，已报废2口注水井未及时更新，注采不完善井区逐年增加，统计周围6口油井由于未及时更新，一年内，日产液由122t到101t，日产油由22t到12t，综合含水由82.2%上升到88.4%，平均流压由2.86MPa下降到2.42MPa，年递减为45.5%，造成过渡带地区递减率逐年加大。因此二次加密的同时投产了8口补充井（其中油井3口，水井5口）
2.2.2 压力系统调整，加大产量递减
过渡带原井网是我矿地层压力最高的区块，套损速度也最快，近年来为了平衡地层压力，通过注水方案调整，主要是在高压低含水层减水，全区注水量下降，截止到2005年上半年，日配注减少905m3，日实注减少576m3，地层压力逐渐下降，含水上升速度减缓，产量递减有所加大。
2004年东部过渡带原井网年注水与2000年对比，下降15.32×104m3，地层压力由2000年的12.05MPa下降到今年的11.11MPa，地层压力下降0.94MPa，年均含水上升值1.28个百分点，自然遞减率逐年加大。
以上两方面使过渡带原井网十五期间自然递减率达到16.6%，综合含水目前已经达到91.2%，为了增加可采储量提高采收率，在2004年下半年对过渡带进行二次加密调整
3 过渡带二加密井开发效果分析
某区东部过渡带二次加密2004年共投产油水井63口，（油井39口，水井24口），投产初期平均单井日产液7.5t，日产油2.2t，综合含水70.41%，平均流压3.06MPa，注水井转注24口，平均单井日注水31m3。
3.1 二次加密调整后油层动用状况分析
有效厚度小于0.5m的砂岩厚度吸水比例和有效吸水比例分别提高了20.7和8.5个百分点；表外层砂岩吸水比例提高了2.6个百分点。油井出液层比较少，出液层数占全部层数的37.4%，在产液层中，含水高于80.0%的层占35.1%。而含水低于60.0%的产液层只占产液层的14.2%。出液最多的层含水级别也较高，说明该层在原井网条件下已动用。
3.2 二次加密油井受效特点分析
3.2.1 动用厚度低，动用层与原井网相对应，因此受效后含水上升快
（1）水井动用较好的层，在原井网条件下已动用
从各小层的吸水分析，新井动用较好的层，在原井网条件下也是动用较好的层。
（2）油井出液层单一
油井出液层又比较单一，平均为4个层，出液层数占全部层数的37.4%，在产液层中，含水高于80.0%的层占35.1%，并且与实际含水符合率较高，说明该层在原井网条件下已动用。
3.2.2 注水井转注后吸水能力下降快
东部过渡带共投水井24口，平均单井射开砂岩11.54m，有效1.57m，投产初期平均启动压力8.8Mpa，在注水压力11.5Mpa下，平均单井日注水31m3，平均砂岩吸水指数4.22m3/Mpa.d.m，有效厚度吸水指数27.50 /Mpa.d.m，但随着投注时间的增长，注水压力上升，注水量下降。统计11口注水井，与初期对比注水压力上升1.5Mpa；日注水量下降了110m3，分析认为主要是油层发育条件差，油水井连通差，油井注水受效难，统计23口油井，平均射开砂岩厚度10.75m，有效厚度10.9m，日产液由投产初期的140t，下降到目前的128t，日产油由53t下降到38t，综合含水由62.1%上升到70.1%，平均流压由1.82Mpa下降到1.64Mpa。
3.2.3 受老注水井层段划分粗影响，二次加密油井产液层单一，受效后含水上升速度快
由于二次加密井的布井方式是原水井排上井间加2口注水井，原油井间间加油井，形成线状注水，新井距离原井网老注水井近、油井受效较快，且受效后主要表现为含水上升速度加快。统计10口井，射开砂岩厚度11.23m，有效厚度1.37m。与投产初期对比日产液下降11t，日产油17.8t，综合含不上升12.46个百分点，平均流压上升0.01Mpa。
分析认为由于过渡带进行二次加密调整，使井距缩小到144m-190m距离，这样在原井网条件下已动用的层，由于距离缩短，水推进阻力减小，而且新投产的二次加密井出液层比较单一，因此这类井表现为含水上升较为明显。为了控制二次加密调整井含水上升减少产量递减，2005年一季度，加强了老井细分调整力度，努力缩小层间差异，控制含水上升速度。由于新老水井层段对应射孔，造成个别层段注采比大，针对这种情况，对老井细分控制注水，同时加强新水井同一层位注水，改变驱油方向。共细分减水6口井，日配注减少75m3，日实注减少41m3，新井细分与提水相结合，共细分2口井，提水4口井，日配注增加70m3，日实注增加58m3。周围新老油井已经见到了较好效果。新井日产液上升2t，日产油上升2t，综合含水下降3.6个百分点，平均流压上升0.76Mpa。同时老井日产液上升22t，日产油下降1t，综合含水上升0.5个百分点，平均流压上升0.43Mpa。
4 几点认识
（1）层间矛盾大和注采不完善是东部过渡带加密调整前产量递减大的主要原因。
（2）新井射开厚度小及射开层在原井网已动用是影响二次加密井初期产能的主要因素。
（3）针对因老注水井层段划分粗影响，致产液层单一，且因水井转注后吸水能力下降快，导致含水上升快，通过方案调整及措施增注可达到控制含水上升快及减缓产量递减的目的。
[关键词]二次加密井 动用厚度 效果分析
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0094-01
本文通过某区东部过渡带一条带二次加密前动用状况和二次加密调整井动用状况认识，以及加密后二次油井的受效特点，确定了该区东部过渡带今后开发调整的主要原则。
1 基本概况
某区过渡带东部，构造比较平缓，地层倾角在1.8～2.5。断层较多。油水分布主要受背斜构造控制，油水界面受断层影响变化较大，深度为-1020～-1040m。共发育3个油层组，分为13个砂岩组，42个小层。
东部过渡带一条带基础井网1981年投入开发，采用500 m井距四点法面积注水井网，1988年对一条带一次加密调整，调整井网与基础井网共同组成250 m井距四点法面积注水井网，开采层系为某些层组合采。2004年为解决表外储层和表内薄差层动用状况差的问题，对过渡带进行二次加密调整，原油井间加油井，形成190m注采井距线状注水方式。
2 东部过渡带油田开发中存在的主要问题
2.1 动用程度低，层间矛盾大
过渡带地区二次加密前的两套井网均是某些层组合采，射孔井段长，层间干扰严重，油层动用状况差异大。有效厚度大于0.5 m的层动用状况较好，有效厚度小于0.5 m的表内层动用状况差，表外层在原井网下射孔不完善，动用程度最低。
2.2 地层压力高、注采不完善及压力系统调整加大产量递减
2.2.1 套管损坏速度快，注采不完善造成递减加大
截止到二次加密前，该区块累计投注注水井数27口，套损井数达8口，占已投注井数的29.6%，套损速度非常快，已报废2口注水井未及时更新，注采不完善井区逐年增加，统计周围6口油井由于未及时更新，一年内，日产液由122t到101t，日产油由22t到12t，综合含水由82.2%上升到88.4%，平均流压由2.86MPa下降到2.42MPa，年递减为45.5%，造成过渡带地区递减率逐年加大。因此二次加密的同时投产了8口补充井（其中油井3口，水井5口）
2.2.2 压力系统调整，加大产量递减
过渡带原井网是我矿地层压力最高的区块，套损速度也最快，近年来为了平衡地层压力，通过注水方案调整，主要是在高压低含水层减水，全区注水量下降，截止到2005年上半年，日配注减少905m3，日实注减少576m3，地层压力逐渐下降，含水上升速度减缓，产量递减有所加大。
2004年东部过渡带原井网年注水与2000年对比，下降15.32×104m3，地层压力由2000年的12.05MPa下降到今年的11.11MPa，地层压力下降0.94MPa，年均含水上升值1.28个百分点，自然遞减率逐年加大。
以上两方面使过渡带原井网十五期间自然递减率达到16.6%，综合含水目前已经达到91.2%，为了增加可采储量提高采收率，在2004年下半年对过渡带进行二次加密调整
3 过渡带二加密井开发效果分析
某区东部过渡带二次加密2004年共投产油水井63口，（油井39口，水井24口），投产初期平均单井日产液7.5t，日产油2.2t，综合含水70.41%，平均流压3.06MPa，注水井转注24口，平均单井日注水31m3。
3.1 二次加密调整后油层动用状况分析
有效厚度小于0.5m的砂岩厚度吸水比例和有效吸水比例分别提高了20.7和8.5个百分点；表外层砂岩吸水比例提高了2.6个百分点。油井出液层比较少，出液层数占全部层数的37.4%，在产液层中，含水高于80.0%的层占35.1%。而含水低于60.0%的产液层只占产液层的14.2%。出液最多的层含水级别也较高，说明该层在原井网条件下已动用。
3.2 二次加密油井受效特点分析
3.2.1 动用厚度低，动用层与原井网相对应，因此受效后含水上升快
（1）水井动用较好的层，在原井网条件下已动用
从各小层的吸水分析，新井动用较好的层，在原井网条件下也是动用较好的层。
（2）油井出液层单一
油井出液层又比较单一，平均为4个层，出液层数占全部层数的37.4%，在产液层中，含水高于80.0%的层占35.1%，并且与实际含水符合率较高，说明该层在原井网条件下已动用。
3.2.2 注水井转注后吸水能力下降快
东部过渡带共投水井24口，平均单井射开砂岩11.54m，有效1.57m，投产初期平均启动压力8.8Mpa，在注水压力11.5Mpa下，平均单井日注水31m3，平均砂岩吸水指数4.22m3/Mpa.d.m，有效厚度吸水指数27.50 /Mpa.d.m，但随着投注时间的增长，注水压力上升，注水量下降。统计11口注水井，与初期对比注水压力上升1.5Mpa；日注水量下降了110m3，分析认为主要是油层发育条件差，油水井连通差，油井注水受效难，统计23口油井，平均射开砂岩厚度10.75m，有效厚度10.9m，日产液由投产初期的140t，下降到目前的128t，日产油由53t下降到38t，综合含水由62.1%上升到70.1%，平均流压由1.82Mpa下降到1.64Mpa。
3.2.3 受老注水井层段划分粗影响，二次加密油井产液层单一，受效后含水上升速度快
由于二次加密井的布井方式是原水井排上井间加2口注水井，原油井间间加油井，形成线状注水，新井距离原井网老注水井近、油井受效较快，且受效后主要表现为含水上升速度加快。统计10口井，射开砂岩厚度11.23m，有效厚度1.37m。与投产初期对比日产液下降11t，日产油17.8t，综合含不上升12.46个百分点，平均流压上升0.01Mpa。
分析认为由于过渡带进行二次加密调整，使井距缩小到144m-190m距离，这样在原井网条件下已动用的层，由于距离缩短，水推进阻力减小，而且新投产的二次加密井出液层比较单一，因此这类井表现为含水上升较为明显。为了控制二次加密调整井含水上升减少产量递减，2005年一季度，加强了老井细分调整力度，努力缩小层间差异，控制含水上升速度。由于新老水井层段对应射孔，造成个别层段注采比大，针对这种情况，对老井细分控制注水，同时加强新水井同一层位注水，改变驱油方向。共细分减水6口井，日配注减少75m3，日实注减少41m3，新井细分与提水相结合，共细分2口井，提水4口井，日配注增加70m3，日实注增加58m3。周围新老油井已经见到了较好效果。新井日产液上升2t，日产油上升2t，综合含水下降3.6个百分点，平均流压上升0.76Mpa。同时老井日产液上升22t，日产油下降1t，综合含水上升0.5个百分点，平均流压上升0.43Mpa。
4 几点认识
（1）层间矛盾大和注采不完善是东部过渡带加密调整前产量递减大的主要原因。
（2）新井射开厚度小及射开层在原井网已动用是影响二次加密井初期产能的主要因素。
（3）针对因老注水井层段划分粗影响，致产液层单一，且因水井转注后吸水能力下降快，导致含水上升快，通过方案调整及措施增注可达到控制含水上升快及减缓产量递减的目的。