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[摘 要]胡99块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带胡留构造东翼，1983年9月胡99井完钻，至2008年区块自然递减大，产油量大幅下降，为有效控制区块递减，我们加大精细注采管理力度，通过上返转采、侧钻、等措施，深化注采结构，进一步完善注采井网，培养新的产量增长点。通过精细的平面注采调整，确保已受效油井的高产稳产并减缓含水上升速度，实现油藏稳产，提高油藏开发水平。
[关键词]精细 管理 控制 递减
中图分类号：TN65 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）26-024-01
一、胡99块油藏基本概况
胡99块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带胡留构造东翼，属于常压低渗断块油藏，其内部发育一系列走向北北东，倾向向西的次级断层，在平面上呈雁行排列，将油藏分割成若干长条形小断块，北窄南宽，其内部发育的小断层将油藏进一步复杂化，构造西北高，东南低。
二、开发简史及治理前生产状况
（一）开发简史
1、开然能量开采阶段（1983.9-1993.6）
1983年9月胡99井完钻，对S3中2试油获较高工业油流，随后陆续完钻的9口井投入试采，初期有5口井自喷生产。9口井初期单井日产液19.3t，日产油18.8t，含水2.5%，静压45.28Mpa，流压31.67Mpa，压差13.61Mpa。到阶段末共有油井9口，年产油1.9586*104t，累产油9.385*104t，采油速度0.87%，地质采出程度4.2%，自然递减39.93%，综合递减19.07%。
2、全面注水、产量上升阶段（1993.7-1997.12）
由于前期油藏靠天然能量开发，油藏能量下降快，产量递减快，递减大。为了实现油藏的稳产，于1993年7月首先完善主力小块胡92-101块的注采关系，随后相继转注92-113、92-115井，使区块产油量下降势头得到有效控制。到阶段末，共有油水井28口，其中油井21口，水井7口，注采井数比为1：3。年产油4.5*104t，采油速度2.02%，地质采出程度13.23%，含水69.09%。
3、产量递减阶段（1998.1-2008.12）
由于注水见效高峰期已过，且主力层水淹严重，Ⅱ、Ⅲ类层动用差，未受控油井能量进一步下降，井况损坏加剧，新投井减少只有3口，使区块产油量迅速下降。年产油由阶段初的4.0*104t降到阶段末的1.6*104t，采油速度由1.77%降至0.78%。
4、调整治理稳产阶段（2009.1-目前）
通過2009年井网加密调整，使区块递减加剧的势头得到控制，区块年产油量与2008年持平。2010年采取了整体压裂改造措施，全年共实施7井次，年增油3253t，平均单井增油465t，区块年产油量保持了上升势头，区块开发指标变好。2010-2012年在加强构造认识，对剩余油规律研究的基础上，重点进行了注采结构调整，完善了注采井网，增加油井受控方向，水驱控制、动用储量得到提高。通过水井分注、酸化、注灰调配、油井堵水等手段，在主力水淹严重区域建立II、III类层的注采井网，达到了产层由主力层向次主力层转移，保持了区块开发形势的稳中有升，实现了良性循环。
（二）开发现状
截至2011年12月份，胡99块共有油水井31口，其中油井17口，水井14口，开油井15口，日产液244.9t，日产油51.3t，综合含水79.1%，累产油50.4 *104t，地质采油速度0.84%，剩余可采储量采油速度11.53%，地质采出程度22.49%，工业采出程度77.52%；开水井11口，日注水521m3，累注水179.7*104m3，月注采比1.98，累注采比1.09。老井自然递减17.16%，综合递减-3.24%。
三、胡99块开发存在的主要问题
1、局部井网密度稀，平面剩余油富集，在203-12、203-49处S3上9高部位有剩余油分布，未得到有效开发。
2、油藏埋藏深，物性差，水井高压欠注5口，占开井数的46%。
3、构造复杂，注采井网无法完善，靠弹性能量开采，地层能量低。区块北部复杂断块内的92-127目前属于弹性开采。
4、完善区内单向受控油井6口，单向受效井6口，单向受效井含水上升快，注采管理难度大。
四、综合治理指导思想
立足现有井网，通过上返转采、侧钻、玻杆加深、补孔、扶躺转注、分注、酸化等措施，继续深化注采结构的精细调整，进一步完善注采井网，培养新的产量增长点。对已经注水见效的井组，通过精细的平面注采调整，确保已受效油井的高产稳产并减缓含水上升速度，实现油藏稳产，提高油藏开发水平。
五、综合治理具体工作
（一）精细油藏认识，优化措施方案，实现产量接替
（1）对无效注水井进行上返转采，挖潜平面剩余油
92-104于2012年1月29日上返转采S2下7，初期产状日产液12.7t/d，日产油4.9t/d，含水61%，为完善注采关系，92-123井于08年5月14日转注S2下7，截至11月底累积增油615t。
（2）深化油藏认识，优选措施方案，通过补孔挖潜剩余油
2012年胡99块共实施补孔两口：92-113、92-132，累计增油387t，其中92-113井于12年5月11日补孔S2下6后自喷，初期日产液25.6t/d，日产油22t/d，含水14%，到6月6日自喷27天，截止12月底，该井累计增油253t。
（3）复杂小断块油井依靠弹性能量开采，地层能量低，采用玻杆加深技术取得较好效果
胡92-127井位于胡99块北部小断块内含油面积小，无法完善注采关系，靠弹性能量开采，低产低能，为解决这一矛盾，7月份对该井采取波杆深抽，泵挂由2390米加深到2696米，取得明显效果，日产液由原来的1.6t/d上升到13t/d，日产油由原来的0.4t/d上升到2.5t/d，泵效由7%提高到58.5%，目前日产液12t/d，日产油3.9t/d，截至12月底累计增油197t，日均增油1.4t/d。 （二）精细注采结构调整，细化注采管理，培养新的产量增长点，实现老井产量的长期稳定
（1）对高压注水井实施酸化增注，提高地层存水率，提高水驱动用程度
油井92-121一直低能生产，流压9.62MPa，为提升92-121能量，水井92-119井于2012年5月11日增注，初期效果明显，注压由36MPa降到28MPa，日注水20 m3/d↗50m3/d，92-121日产液由16t/d上升到21.0t/d，日产油量由2.3上升到3.7t/d。截止11月底，92-119累计增注1322方，累计增油50t。
（2）解决层间矛盾，实施水井分注，实现产层由主力层向ⅡⅢ类层转移
92-83井是位于胡99块中东部S3中2含油富集区的油井，一直低能生产，203-47井于07年8月上旬转注，于92-83井距870米较远，水线推进速度4.8m/d，92-83井于08年2月日产油缓慢上升，92-83日产液由7t/d上升到12.8t/d，日产油2.3t/d上升到11t/d。截止12月底，累计增油903t。为实现油井的长期稳产、高产，对水井203-47于11月实施分注，控制S3中注水。
（3）精细注采，加强平面动态调水，减缓含水上升速度
2012年对胡99块进行强化注采分析，减少无效、低效注水，切实做到注水有效，油井见效，把稳产基础建立在日常注水调整过程中。1-12月，胡99块累计调水75井次，上调注水量210m3/d，下调无效注水量150m3/d，通过调水对应油井累计增油353t，减缓了油井含水上升速度，延长了油井稳产期。
六、综合治理后取得的效果
通过治理，胡99开发见到了明显的效果，生产形势呈现稳中有升，开发指标得到明显改善，达到了方案预计目标：
1、原油产量：
治理目标：全年完成18700t的原油产量。
实际完成：2012年完成19072t，超372t。
2、采油速度：
实际完成：2012年达到0.89%，超计划指标0.19%。
3、自然递减、综合递减：
治理目标：自然递减控制到22.13%，综合递减控制到14.55%；
实际完成：2012年自然递减5.42%，相比2011年呈大幅下降趋勢，综合递减为4.25%，同样得到有效控制。
七、结论
1、精细构造、储层及剩余油研究是提高油藏开发水平的前提保障。
2、精细平面注采调整可以在短期内实现老井的稳产。
3、通过分注压缩注水井段，改善两个剖面，提高油藏的水驱动用程度。
[关键词]精细 管理 控制 递减
中图分类号：TN65 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）26-024-01
一、胡99块油藏基本概况
胡99块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带胡留构造东翼，属于常压低渗断块油藏，其内部发育一系列走向北北东，倾向向西的次级断层，在平面上呈雁行排列，将油藏分割成若干长条形小断块，北窄南宽，其内部发育的小断层将油藏进一步复杂化，构造西北高，东南低。
二、开发简史及治理前生产状况
（一）开发简史
1、开然能量开采阶段（1983.9-1993.6）
1983年9月胡99井完钻，对S3中2试油获较高工业油流，随后陆续完钻的9口井投入试采，初期有5口井自喷生产。9口井初期单井日产液19.3t，日产油18.8t，含水2.5%，静压45.28Mpa，流压31.67Mpa，压差13.61Mpa。到阶段末共有油井9口，年产油1.9586*104t，累产油9.385*104t，采油速度0.87%，地质采出程度4.2%，自然递减39.93%，综合递减19.07%。
2、全面注水、产量上升阶段（1993.7-1997.12）
由于前期油藏靠天然能量开发，油藏能量下降快，产量递减快，递减大。为了实现油藏的稳产，于1993年7月首先完善主力小块胡92-101块的注采关系，随后相继转注92-113、92-115井，使区块产油量下降势头得到有效控制。到阶段末，共有油水井28口，其中油井21口，水井7口，注采井数比为1：3。年产油4.5*104t，采油速度2.02%，地质采出程度13.23%，含水69.09%。
3、产量递减阶段（1998.1-2008.12）
由于注水见效高峰期已过，且主力层水淹严重，Ⅱ、Ⅲ类层动用差，未受控油井能量进一步下降，井况损坏加剧，新投井减少只有3口，使区块产油量迅速下降。年产油由阶段初的4.0*104t降到阶段末的1.6*104t，采油速度由1.77%降至0.78%。
4、调整治理稳产阶段（2009.1-目前）
通過2009年井网加密调整，使区块递减加剧的势头得到控制，区块年产油量与2008年持平。2010年采取了整体压裂改造措施，全年共实施7井次，年增油3253t，平均单井增油465t，区块年产油量保持了上升势头，区块开发指标变好。2010-2012年在加强构造认识，对剩余油规律研究的基础上，重点进行了注采结构调整，完善了注采井网，增加油井受控方向，水驱控制、动用储量得到提高。通过水井分注、酸化、注灰调配、油井堵水等手段，在主力水淹严重区域建立II、III类层的注采井网，达到了产层由主力层向次主力层转移，保持了区块开发形势的稳中有升，实现了良性循环。
（二）开发现状
截至2011年12月份，胡99块共有油水井31口，其中油井17口，水井14口，开油井15口，日产液244.9t，日产油51.3t，综合含水79.1%，累产油50.4 *104t，地质采油速度0.84%，剩余可采储量采油速度11.53%，地质采出程度22.49%，工业采出程度77.52%；开水井11口，日注水521m3，累注水179.7*104m3，月注采比1.98，累注采比1.09。老井自然递减17.16%，综合递减-3.24%。
三、胡99块开发存在的主要问题
1、局部井网密度稀，平面剩余油富集，在203-12、203-49处S3上9高部位有剩余油分布，未得到有效开发。
2、油藏埋藏深，物性差，水井高压欠注5口，占开井数的46%。
3、构造复杂，注采井网无法完善，靠弹性能量开采，地层能量低。区块北部复杂断块内的92-127目前属于弹性开采。
4、完善区内单向受控油井6口，单向受效井6口，单向受效井含水上升快，注采管理难度大。
四、综合治理指导思想
立足现有井网，通过上返转采、侧钻、玻杆加深、补孔、扶躺转注、分注、酸化等措施，继续深化注采结构的精细调整，进一步完善注采井网，培养新的产量增长点。对已经注水见效的井组，通过精细的平面注采调整，确保已受效油井的高产稳产并减缓含水上升速度，实现油藏稳产，提高油藏开发水平。
五、综合治理具体工作
（一）精细油藏认识，优化措施方案，实现产量接替
（1）对无效注水井进行上返转采，挖潜平面剩余油
92-104于2012年1月29日上返转采S2下7，初期产状日产液12.7t/d，日产油4.9t/d，含水61%，为完善注采关系，92-123井于08年5月14日转注S2下7，截至11月底累积增油615t。
（2）深化油藏认识，优选措施方案，通过补孔挖潜剩余油
2012年胡99块共实施补孔两口：92-113、92-132，累计增油387t，其中92-113井于12年5月11日补孔S2下6后自喷，初期日产液25.6t/d，日产油22t/d，含水14%，到6月6日自喷27天，截止12月底，该井累计增油253t。
（3）复杂小断块油井依靠弹性能量开采，地层能量低，采用玻杆加深技术取得较好效果
胡92-127井位于胡99块北部小断块内含油面积小，无法完善注采关系，靠弹性能量开采，低产低能，为解决这一矛盾，7月份对该井采取波杆深抽，泵挂由2390米加深到2696米，取得明显效果，日产液由原来的1.6t/d上升到13t/d，日产油由原来的0.4t/d上升到2.5t/d，泵效由7%提高到58.5%，目前日产液12t/d，日产油3.9t/d，截至12月底累计增油197t，日均增油1.4t/d。 （二）精细注采结构调整，细化注采管理，培养新的产量增长点，实现老井产量的长期稳定
（1）对高压注水井实施酸化增注，提高地层存水率，提高水驱动用程度
油井92-121一直低能生产，流压9.62MPa，为提升92-121能量，水井92-119井于2012年5月11日增注，初期效果明显，注压由36MPa降到28MPa，日注水20 m3/d↗50m3/d，92-121日产液由16t/d上升到21.0t/d，日产油量由2.3上升到3.7t/d。截止11月底，92-119累计增注1322方，累计增油50t。
（2）解决层间矛盾，实施水井分注，实现产层由主力层向ⅡⅢ类层转移
92-83井是位于胡99块中东部S3中2含油富集区的油井，一直低能生产，203-47井于07年8月上旬转注，于92-83井距870米较远，水线推进速度4.8m/d，92-83井于08年2月日产油缓慢上升，92-83日产液由7t/d上升到12.8t/d，日产油2.3t/d上升到11t/d。截止12月底，累计增油903t。为实现油井的长期稳产、高产，对水井203-47于11月实施分注，控制S3中注水。
（3）精细注采，加强平面动态调水，减缓含水上升速度
2012年对胡99块进行强化注采分析，减少无效、低效注水，切实做到注水有效，油井见效，把稳产基础建立在日常注水调整过程中。1-12月，胡99块累计调水75井次，上调注水量210m3/d，下调无效注水量150m3/d，通过调水对应油井累计增油353t，减缓了油井含水上升速度，延长了油井稳产期。
六、综合治理后取得的效果
通过治理，胡99开发见到了明显的效果，生产形势呈现稳中有升，开发指标得到明显改善，达到了方案预计目标：
1、原油产量：
治理目标：全年完成18700t的原油产量。
实际完成：2012年完成19072t，超372t。
2、采油速度：
实际完成：2012年达到0.89%，超计划指标0.19%。
3、自然递减、综合递减：
治理目标：自然递减控制到22.13%，综合递减控制到14.55%；
实际完成：2012年自然递减5.42%，相比2011年呈大幅下降趋勢，综合递减为4.25%，同样得到有效控制。
七、结论
1、精细构造、储层及剩余油研究是提高油藏开发水平的前提保障。
2、精细平面注采调整可以在短期内实现老井的稳产。
3、通过分注压缩注水井段，改善两个剖面，提高油藏的水驱动用程度。