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【摘要】本文从注水井油层长期停注原因入手，对停注层目前注采关系及剩余油分布特征进行分析，利用油水井监测资料、精细地质研究等成果，采用动、静态结合的方法，分析停注层恢复注水的潜力，总结了停注层恢复注水的有效方法，在提高注入水利用率的同时，充分挖掘剩余油潜力。
【关键词】长期停注层 恢复注水 剩余油
1 基本概况
萨北开发区东部过渡带水驱经过40多年的注水开发，1992年已经进入特高含水期，油田长期开发以来，针对油田高含水、套损等原因对部分油层采取了停注调整。通过分析认为停注油层仍具有一定剩余潜力。一是停注层中多数是在中、低含水阶段停注，停注时周围采油井含水均低于目前含水水平，剩余油潜力较大；二是部分停注层停注时间长，周围采油井在停注层段缺少注水点，井组地层压力下降；三是停注层段的注入水流动方向已发生改变。油层的吸水、动用状况重新分布，存在一定的剩余油。因此优化停注层恢复注水是区块挖掘潜力的主要方向，可挖潜层内剩余油潜力，提高油层动用程度，改善开发效果。2 停注油层现状
统计水驱176口注水井，注水层段数656个，其中停注层段68个，占注水层段数的10.4%，平均单井停注砂岩厚度5.9m，有效厚度3.1m，分别占注水井平均射开砂岩厚度和有效厚度的26.7%和25.2%。停注前日配注2030 m3，日实注1772 m3。平均停注年限为8年，停注8年以上的层段33个，占停注层总数的48.5%。
从停注原因分类看，其中高含水停注层段31个，影响水量708m3；为聚驱封堵停注层段20个，影响水量591m3；套损影响停注层段13个，影响水量354m3；层间矛盾停注层段4个，影响水量119 m3。其中高含水停注层所占的比例最高，达45.6%，其次是配合聚驱停注层占29.4%，套损停注层和层间矛盾停注层各占19.1%和5.9%。
从停注原因看，为防止套损及保证聚驱开发效果，套损及为聚驱封堵停注层段暂不考虑恢复注水。因此高含水及层间矛盾停注层是下一步挖潜的方向。
2.1 高压高含水停注层段恢复注水的潜力
为控制含水上升速度、防止套损，对高压高含水层采取停注措施。经过长期的停注，地下压力场发生了变化，在地层中造成不稳定的动力场，使流体在地层中重新分布，注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，高压高含水层成为潜力层。
2.2 层间矛盾停注层段恢复注水的潜力
由于纵向上油层发育的非均质性，高渗透层吸水能力强，抑制了中、低渗透薄差油层的吸水量，导致层间矛盾加剧，为防止单层突进，对这部分强吸水层采取了控制注水或停注调整，在目前的技术条件下，这部分停注层可通过细分或层段重组，控制高含水层段的注水，加强薄差层的注水强度，仍可挖掘一部分的剩余油潜力。
3 停注油层恢复注水的做法
由于停注层段长期未受到注入水的波及，地下液流方向已经发生改变，为了充分利用这部分潜力，合理的恢复压力水平，可对停注油层进行恢复注水。扣除套损和为聚驱封堵停注的33个层段，剩余35个停注层段，根据精细地质研究成果，综合分析油层发育条件及油水井连通关系，对井组地层压力水平偏低、停注时周围采油井含水低于或接近于目前含水水平、剩余油潜力较大的停注层段进行优化，有选择地合理恢复注水，挖潜停注层段内剩余油。
3.1 高压高含水停注层段恢复注水的做法
对高含水停注层段采用常规注水方法和层间周期注水方法进行恢复。对停注前油井含水接近或低于目前同层系含水的可以恢复注水。目前可恢复5口井6个停注层，停注前日注水量122m3。周围连通的15口油井综合含水为95.96%，仅高于停注前0.23个百分点，平均流压5.17MPa。结合油水井的油层发育及连通状况，应采取不同的方案恢复注水。一是停注层段油层发育厚度大、渗透率高、注采关系完善，采取层间周期注水；二是河道砂体发育，且位于主流线的停注层实施层间周期注水。三是对河道砂体边部和主体席状砂体的停注层直接恢复注水。四是针对低压井区，可恢复2口井2个停注层段，停注前日注水量103m3。从周围连通油井地层压力看，平均地层压力9.92MPa，总压差-1.78MPa，考虑地层压力水平偏低，为防止注入水沿低压方向造成突进，停注层段可按原水量的80%进行恢复，日注水80m3。3.2 层间矛盾停注层段恢复注水的做法
对于层间干扰大的停注层段，对停注层段进行细分重组或细分恢复注水量。一是层段吸水差异较大的注水井，进行层段优化重组后恢复注水。例如北2-21-丙水276井，分为萨Ⅰ1～萨Ⅰ2、萨Ⅰ3～萨Ⅱ1+2（2）、萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）三个层段注水。从2006年吸水剖面看，吸水量集中在萨Ⅰ1-萨Ⅰ2和萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）层段中的萨Ⅱ7+8层，分别占全井的49.73%和32.31%，其余层段吸水量仅为2.76%，层间干扰严重。因此可对吸水比例最高的萨Ⅰ1-萨Ⅰ2层段停注，将萨Ⅰ3～萨Ⅱ1+2（2）、萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）细分重组为萨Ⅰ3～萨Ⅰ4+5、萨Ⅱ1+2（1）～萨Ⅱ13+14（2）、萨Ⅲ1～葡Ⅰ7（4）三个层段。对长期停注层萨Ⅰ3～萨Ⅰ4+5恢复注水10 m3，对吸水比例较高的萨Ⅱ1+2（1）～萨Ⅱ13+14（2）控制注水20m3。二是对吸水不均匀的注水井，采取层段内细分，对强吸水层进行单卡停注，恢复原停注层的水量。例如北2-4-更丙水86井，从历年的吸水剖面看，吸水量主要集中在萨Ⅰ1-Ⅰ3-5层段，吸水比例较高，2008年停注该层段，通过分析认为可将吸水比例高的萨Ⅰ3-5层段单卡停注后恢复注水。
4 实施情况及效果
2011年-2012年东部过渡带水驱作为精细挖潜示范区，在优化注水井方案调整上，对部分长期停注层段恢复了注水，取得了较好的效果。
4.1 方案实施情况
结合长停层段停注前周围油井小层含水及油井压力水平，合理恢复潜力层段注水。方案调整7口井8个层段恢复注水，日配注增加180m3，日实注增加139m3。
4.2 取得的效果
4.2.1井组取得了增油降水的好效果
统计长停层注水井的周围连通油井18口无措施油井，平均单井日增液2.9t，日增油0.3t，综合含水下降0.06个百分点。流压上升0.34MPa。
4.2.2低压井区的地层压力逐步回升
统计3口定点油井的静压资料，平均地层压力由10.78MPa上升到11.63MPa。总压差由-0.85MPa回升到-0.30MPa，进入到合理范围内，低压状况得到缓解。
4.2.3吸水状况得到一定改善
从2口注水井吸水剖面看，砂岩厚度、有效厚度吸水比例分别为66.1%、69.6%，比调整前增加2.9%和3.2%，油层的吸水状况得到一定改善。
5 几点认识
（1）对于高含水停注层根据停注时间、油层发育状况及剩余油分布特征进行恢复注水、采取层间周期恢复注水和细分恢复注水。
（2）对于长期停注层恢复初期采取低强度恢复注水的方法。
作者简介
王丽丽（1975，6-），女，1996年毕业于大庆石油学校，工作单位第三采油厂第三油矿地质工艺队，助理工程师。
【关键词】长期停注层 恢复注水 剩余油
1 基本概况
萨北开发区东部过渡带水驱经过40多年的注水开发，1992年已经进入特高含水期，油田长期开发以来，针对油田高含水、套损等原因对部分油层采取了停注调整。通过分析认为停注油层仍具有一定剩余潜力。一是停注层中多数是在中、低含水阶段停注，停注时周围采油井含水均低于目前含水水平，剩余油潜力较大；二是部分停注层停注时间长，周围采油井在停注层段缺少注水点，井组地层压力下降；三是停注层段的注入水流动方向已发生改变。油层的吸水、动用状况重新分布，存在一定的剩余油。因此优化停注层恢复注水是区块挖掘潜力的主要方向，可挖潜层内剩余油潜力，提高油层动用程度，改善开发效果。2 停注油层现状
统计水驱176口注水井，注水层段数656个，其中停注层段68个，占注水层段数的10.4%，平均单井停注砂岩厚度5.9m，有效厚度3.1m，分别占注水井平均射开砂岩厚度和有效厚度的26.7%和25.2%。停注前日配注2030 m3，日实注1772 m3。平均停注年限为8年，停注8年以上的层段33个，占停注层总数的48.5%。
从停注原因分类看，其中高含水停注层段31个，影响水量708m3；为聚驱封堵停注层段20个，影响水量591m3；套损影响停注层段13个，影响水量354m3；层间矛盾停注层段4个，影响水量119 m3。其中高含水停注层所占的比例最高，达45.6%，其次是配合聚驱停注层占29.4%，套损停注层和层间矛盾停注层各占19.1%和5.9%。
从停注原因看，为防止套损及保证聚驱开发效果，套损及为聚驱封堵停注层段暂不考虑恢复注水。因此高含水及层间矛盾停注层是下一步挖潜的方向。
2.1 高压高含水停注层段恢复注水的潜力
为控制含水上升速度、防止套损，对高压高含水层采取停注措施。经过长期的停注，地下压力场发生了变化，在地层中造成不稳定的动力场，使流体在地层中重新分布，注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，高压高含水层成为潜力层。
2.2 层间矛盾停注层段恢复注水的潜力
由于纵向上油层发育的非均质性，高渗透层吸水能力强，抑制了中、低渗透薄差油层的吸水量，导致层间矛盾加剧，为防止单层突进，对这部分强吸水层采取了控制注水或停注调整，在目前的技术条件下，这部分停注层可通过细分或层段重组，控制高含水层段的注水，加强薄差层的注水强度，仍可挖掘一部分的剩余油潜力。
3 停注油层恢复注水的做法
由于停注层段长期未受到注入水的波及，地下液流方向已经发生改变，为了充分利用这部分潜力，合理的恢复压力水平，可对停注油层进行恢复注水。扣除套损和为聚驱封堵停注的33个层段，剩余35个停注层段，根据精细地质研究成果，综合分析油层发育条件及油水井连通关系，对井组地层压力水平偏低、停注时周围采油井含水低于或接近于目前含水水平、剩余油潜力较大的停注层段进行优化，有选择地合理恢复注水，挖潜停注层段内剩余油。
3.1 高压高含水停注层段恢复注水的做法
对高含水停注层段采用常规注水方法和层间周期注水方法进行恢复。对停注前油井含水接近或低于目前同层系含水的可以恢复注水。目前可恢复5口井6个停注层，停注前日注水量122m3。周围连通的15口油井综合含水为95.96%，仅高于停注前0.23个百分点，平均流压5.17MPa。结合油水井的油层发育及连通状况，应采取不同的方案恢复注水。一是停注层段油层发育厚度大、渗透率高、注采关系完善，采取层间周期注水；二是河道砂体发育，且位于主流线的停注层实施层间周期注水。三是对河道砂体边部和主体席状砂体的停注层直接恢复注水。四是针对低压井区，可恢复2口井2个停注层段，停注前日注水量103m3。从周围连通油井地层压力看，平均地层压力9.92MPa，总压差-1.78MPa，考虑地层压力水平偏低，为防止注入水沿低压方向造成突进，停注层段可按原水量的80%进行恢复，日注水80m3。3.2 层间矛盾停注层段恢复注水的做法
对于层间干扰大的停注层段，对停注层段进行细分重组或细分恢复注水量。一是层段吸水差异较大的注水井，进行层段优化重组后恢复注水。例如北2-21-丙水276井，分为萨Ⅰ1～萨Ⅰ2、萨Ⅰ3～萨Ⅱ1+2（2）、萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）三个层段注水。从2006年吸水剖面看，吸水量集中在萨Ⅰ1-萨Ⅰ2和萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）层段中的萨Ⅱ7+8层，分别占全井的49.73%和32.31%，其余层段吸水量仅为2.76%，层间干扰严重。因此可对吸水比例最高的萨Ⅰ1-萨Ⅰ2层段停注，将萨Ⅰ3～萨Ⅱ1+2（2）、萨Ⅱ4～葡Ⅰ7（4）细分重组为萨Ⅰ3～萨Ⅰ4+5、萨Ⅱ1+2（1）～萨Ⅱ13+14（2）、萨Ⅲ1～葡Ⅰ7（4）三个层段。对长期停注层萨Ⅰ3～萨Ⅰ4+5恢复注水10 m3，对吸水比例较高的萨Ⅱ1+2（1）～萨Ⅱ13+14（2）控制注水20m3。二是对吸水不均匀的注水井，采取层段内细分，对强吸水层进行单卡停注，恢复原停注层的水量。例如北2-4-更丙水86井，从历年的吸水剖面看，吸水量主要集中在萨Ⅰ1-Ⅰ3-5层段，吸水比例较高，2008年停注该层段，通过分析认为可将吸水比例高的萨Ⅰ3-5层段单卡停注后恢复注水。
4 实施情况及效果
2011年-2012年东部过渡带水驱作为精细挖潜示范区，在优化注水井方案调整上，对部分长期停注层段恢复了注水，取得了较好的效果。
4.1 方案实施情况
结合长停层段停注前周围油井小层含水及油井压力水平，合理恢复潜力层段注水。方案调整7口井8个层段恢复注水，日配注增加180m3，日实注增加139m3。
4.2 取得的效果
4.2.1井组取得了增油降水的好效果
统计长停层注水井的周围连通油井18口无措施油井，平均单井日增液2.9t，日增油0.3t，综合含水下降0.06个百分点。流压上升0.34MPa。
4.2.2低压井区的地层压力逐步回升
统计3口定点油井的静压资料，平均地层压力由10.78MPa上升到11.63MPa。总压差由-0.85MPa回升到-0.30MPa，进入到合理范围内，低压状况得到缓解。
4.2.3吸水状况得到一定改善
从2口注水井吸水剖面看，砂岩厚度、有效厚度吸水比例分别为66.1%、69.6%，比调整前增加2.9%和3.2%，油层的吸水状况得到一定改善。
5 几点认识
（1）对于高含水停注层根据停注时间、油层发育状况及剩余油分布特征进行恢复注水、采取层间周期恢复注水和细分恢复注水。
（2）对于长期停注层恢复初期采取低强度恢复注水的方法。
作者简介
王丽丽（1975，6-），女，1996年毕业于大庆石油学校，工作单位第三采油厂第三油矿地质工艺队，助理工程师。