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[摘 要]某区通过精细调整挖潜，实现了五年产量不降、含水不升的工作目标，但随着常规挖潜潜力不断减小，连续五年稳产后进一步控递减、控含水的难度不断加大。为了改善开发效果，尽可能提高开发效益，开展控水提效现场试验，要通过试验，探索出一条特高含水期提控结合、充分挖掘剩余潜力、提高开发效益的有效途径及配套技术。为精细挖潜后进一步控递减控含水指明方向。
[关键词]控水提效 开发
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）02-0044-01
1 概况
某区自2010年开始开展精细挖潜工作以来，实现了产量不降，含水93.83%不升，动用厚度达到80%以上，水驱控制程度达到90%的工作目标，区块开发效果得到明显改善。
2 某区开采现状及开发形势分析
某区目前共有123口注水井，分注率达到100%，开井116口井，日注水量7118m3，平均单井层段数达到6.1个，层段内小层数5.3个，层段砂岩厚度4.9m，层段渗透率变异系数0.54。
目前整体动用厚度达到82.4%，但是从不同厚度级别油层动用状况来看，有效厚度大于0.5m的油层动用厚度比例较高且动用好的比例远高于动用差的比例，整体动用较好；有效厚度小于0.5m的表外储层动用厚度较低且动用差的比例较高，整体动用较差。
目前共有228口油井，关井10口井，其中待大修关井6口井，待作业关井2口井，无效益关井2口井，日产水平348.8t。同井号对比油井端地层压力44口井，2014年下半年平均地层压力10.53MPa，其中二三次井地层压力较低，平均地压力9.75MPa。
2 调整思路
一是针对套损关控影响的区块，油水井按影响产量及注入量高低安排修井顺序，恢复单井产量；由于水井报废关井后，造成注采关系不完善，产液量下降，流压下降的区块，为了完善井区注采关系，改善井区开发效果，提出对报废井进行更新。
二是对于流压大于5MPa油井，是泵况变差井，按产油量高低及时安排检泵顺序；对于非泵况井，具备调参换泵潜力的井安排具体调整工作量，并对增产情况进行预测。对于流压小于2MPa、含水大于95%的井执行合理的间抽制度或调小参数控制低效循环。
三是利用多学科成果，针对含水≥95%的高含水层，选取小层产液量较高（小层产液>10t）的井制定堵水方案，从而控制高含水层产液量，缓解平面矛盾；针对含水高于全井含水、产液量较低的小层，对周围注水井采取方案减水、周期注水、调剖等方案，控制低效无效循环注入水。
四是针对含水<90%的小层，选取不出液或出液量较低的层段，并具有一定的油水井连通关系的井，制定油井压裂方案，提高油层动用厚度。并针对流压水平、含水及出液量较低的小层，结合地层压力，采取方案提水，以提高油井供液能力及恢复地层压力的目的。
五是由于注水井吸水能力下降造成部分油井供液变差，采取措施增注，提高油井的供液能力，控制产量递减速度。对于动用较差和未动用的薄差油层采取水井压裂和层段重新组合，通过提高薄差油层渗流能力，减缓层间矛盾，来进一步提高油层动用厚度。
3 开发调整潜力分析
该区目前因套变、泵况变差共关油井15口，日影响液量497.2t，3口井都于2015年一季度发现泵况变差，安排优先检泵。全区目前流压大于5MPa的油井共47口，按泵况井和非泵况井进行分类，其中泵况井需检泵的是14口井，日影响液量102.8t，日影响油量5.3t；轻微泵漏失3口井，日影响液量36.7t，日影响油量1.5t；非泵况井共30口井，其中可换大泵4口井，预计日增液量66t，日增油量2.6t；可调大参数20口井，预计日增液量141t，日增油量7.1t。全区目前流压小于2MPa的油井共58口，平均流压水平1.65MPa，对含水大于95%，日产油量小于0.5t的井执行合理的间抽制度，共有5口井执行间抽，对含水大于95%，0.5t<日产油量<1.0t的油井调小参数，制定8口井调小参数，控制低效循环。
2014年多学科研究成果中，含水<90%的小层有3346个，占50.49%，剩余地质储量582.9×104t。选取不出液或出液量较低的层段、具有一定的油水井连通关系、井下技术状况良好的井，制定油井压裂方案，提高油层动用厚度，共选取42口井732个小层，预计压开砂岩厚度487.2m，有效厚度82.1m。共选取22口井28个小层，预计堵掉砂岩厚度125m，有效厚度97.4m，影响液量495.8t，影响油量8.4t。目前注水井关井7口井，其中待大修关井4口井，待报废3口井。统计待大修井周围受影响油井17口井，前后对比，日产液量下降36.6t，日产油量下降4.07t，含水上升0.41个百分点，流压下降0.15MPa。统计待报废井周围受影响油井10口井，前后对比，日产液量下降28.6t，日产油量下降3.5t，含水上升1.06个百分点，流压下降0.36MPa。所以待大修井及时协调大修队伍，报废井及时更新，完善套损井区的注采关系。
4 2015年上半年工作量完成情况及效果
4.1 控水控液方面
主要做法：一是对高含水层进行停注，降低低效循环；二是通过周期注水，控制低效循环；三是通过方案调整，进行平面调整；四是通过高压层减水，平衡地层压力；五是通过油井堵水，控制液量产出。
2015年共进行五个方面的注水井方案调整， 实施控水30口井，日注水量减少240m3，综合含水得到控制。
4.2 提水提液方面
主要做法：一是加强低含水层注水，减缓产量递减；二是加强细分调整及层段重组，减缓层间矛盾，减缓产量递减；三是通过措施增注，提高注水井吸水能力，减缓产量递减；四是加强高流压井治理，放大生产压差，减缓产量递减。
围绕上述原则，2015年在共进行四个方面的注水方案调整。统计周围未措施油井102口井，自然递减减缓11.22个百分点，含水上升速度减缓0.6个百分点。
5 结论及认识
一是通过油水井综合调整，有效减缓产量递减和控制含水上升速度，实现某区稳油控水的效果；
二是坚持月度流压井分析，对当月的高流压井进行系统分析，分析其形成原因，按照流压含水分级提出相应的治理措施，跟踪实施效果，确保未措施井产量达标；对于低流压、低沉没度井采取正常的间抽制度，降低无效产液，达到节能增效。
三是通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。
[关键词]控水提效 开发
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）02-0044-01
1 概况
某区自2010年开始开展精细挖潜工作以来，实现了产量不降，含水93.83%不升，动用厚度达到80%以上，水驱控制程度达到90%的工作目标，区块开发效果得到明显改善。
2 某区开采现状及开发形势分析
某区目前共有123口注水井，分注率达到100%，开井116口井，日注水量7118m3，平均单井层段数达到6.1个，层段内小层数5.3个，层段砂岩厚度4.9m，层段渗透率变异系数0.54。
目前整体动用厚度达到82.4%，但是从不同厚度级别油层动用状况来看，有效厚度大于0.5m的油层动用厚度比例较高且动用好的比例远高于动用差的比例，整体动用较好；有效厚度小于0.5m的表外储层动用厚度较低且动用差的比例较高，整体动用较差。
目前共有228口油井，关井10口井，其中待大修关井6口井，待作业关井2口井，无效益关井2口井，日产水平348.8t。同井号对比油井端地层压力44口井，2014年下半年平均地层压力10.53MPa，其中二三次井地层压力较低，平均地压力9.75MPa。
2 调整思路
一是针对套损关控影响的区块，油水井按影响产量及注入量高低安排修井顺序，恢复单井产量；由于水井报废关井后，造成注采关系不完善，产液量下降，流压下降的区块，为了完善井区注采关系，改善井区开发效果，提出对报废井进行更新。
二是对于流压大于5MPa油井，是泵况变差井，按产油量高低及时安排检泵顺序；对于非泵况井，具备调参换泵潜力的井安排具体调整工作量，并对增产情况进行预测。对于流压小于2MPa、含水大于95%的井执行合理的间抽制度或调小参数控制低效循环。
三是利用多学科成果，针对含水≥95%的高含水层，选取小层产液量较高（小层产液>10t）的井制定堵水方案，从而控制高含水层产液量，缓解平面矛盾；针对含水高于全井含水、产液量较低的小层，对周围注水井采取方案减水、周期注水、调剖等方案，控制低效无效循环注入水。
四是针对含水<90%的小层，选取不出液或出液量较低的层段，并具有一定的油水井连通关系的井，制定油井压裂方案，提高油层动用厚度。并针对流压水平、含水及出液量较低的小层，结合地层压力，采取方案提水，以提高油井供液能力及恢复地层压力的目的。
五是由于注水井吸水能力下降造成部分油井供液变差，采取措施增注，提高油井的供液能力，控制产量递减速度。对于动用较差和未动用的薄差油层采取水井压裂和层段重新组合，通过提高薄差油层渗流能力，减缓层间矛盾，来进一步提高油层动用厚度。
3 开发调整潜力分析
该区目前因套变、泵况变差共关油井15口，日影响液量497.2t，3口井都于2015年一季度发现泵况变差，安排优先检泵。全区目前流压大于5MPa的油井共47口，按泵况井和非泵况井进行分类，其中泵况井需检泵的是14口井，日影响液量102.8t，日影响油量5.3t；轻微泵漏失3口井，日影响液量36.7t，日影响油量1.5t；非泵况井共30口井，其中可换大泵4口井，预计日增液量66t，日增油量2.6t；可调大参数20口井，预计日增液量141t，日增油量7.1t。全区目前流压小于2MPa的油井共58口，平均流压水平1.65MPa，对含水大于95%，日产油量小于0.5t的井执行合理的间抽制度，共有5口井执行间抽，对含水大于95%，0.5t<日产油量<1.0t的油井调小参数，制定8口井调小参数，控制低效循环。
2014年多学科研究成果中，含水<90%的小层有3346个，占50.49%，剩余地质储量582.9×104t。选取不出液或出液量较低的层段、具有一定的油水井连通关系、井下技术状况良好的井，制定油井压裂方案，提高油层动用厚度，共选取42口井732个小层，预计压开砂岩厚度487.2m，有效厚度82.1m。共选取22口井28个小层，预计堵掉砂岩厚度125m，有效厚度97.4m，影响液量495.8t，影响油量8.4t。目前注水井关井7口井，其中待大修关井4口井，待报废3口井。统计待大修井周围受影响油井17口井，前后对比，日产液量下降36.6t，日产油量下降4.07t，含水上升0.41个百分点，流压下降0.15MPa。统计待报废井周围受影响油井10口井，前后对比，日产液量下降28.6t，日产油量下降3.5t，含水上升1.06个百分点，流压下降0.36MPa。所以待大修井及时协调大修队伍，报废井及时更新，完善套损井区的注采关系。
4 2015年上半年工作量完成情况及效果
4.1 控水控液方面
主要做法：一是对高含水层进行停注，降低低效循环；二是通过周期注水，控制低效循环；三是通过方案调整，进行平面调整；四是通过高压层减水，平衡地层压力；五是通过油井堵水，控制液量产出。
2015年共进行五个方面的注水井方案调整， 实施控水30口井，日注水量减少240m3，综合含水得到控制。
4.2 提水提液方面
主要做法：一是加强低含水层注水，减缓产量递减；二是加强细分调整及层段重组，减缓层间矛盾，减缓产量递减；三是通过措施增注，提高注水井吸水能力，减缓产量递减；四是加强高流压井治理，放大生产压差，减缓产量递减。
围绕上述原则，2015年在共进行四个方面的注水方案调整。统计周围未措施油井102口井，自然递减减缓11.22个百分点，含水上升速度减缓0.6个百分点。
5 结论及认识
一是通过油水井综合调整，有效减缓产量递减和控制含水上升速度，实现某区稳油控水的效果；
二是坚持月度流压井分析，对当月的高流压井进行系统分析，分析其形成原因，按照流压含水分级提出相应的治理措施，跟踪实施效果，确保未措施井产量达标；对于低流压、低沉没度井采取正常的间抽制度，降低无效产液，达到节能增效。
三是通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。