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摘 要：孤东油田七区中在经过多年高速开发后，采出程度高，措施效果逐年下降，油层非均质性严重，层间矛盾日益突出，产量递减速度快，稳产难度大。针对目前的开发现状及存在的问题，从完善注采井网，精细措施挖潜，强化水井治理等方面进行分析研究，促进单元的良性开发。
关键词：稳产 完善井网 措施挖潜 动态调整
1基本概况
采油九队开发管理区块以七区中北部为主，包括少数七区西结合部井。七区中东北部在2007年投产了新区KD681块。七区中位于孤东构造的东翼，其南部、北部分别被断层切割，东部以海堤为界，西侧以40排井为界与七区西自然连接，是一个人为划分的开发单元。含油面积2.89平方公里，地质储量1220.13万吨，平均孔隙度33.5%，空气渗透率728-2931?10-3?m2，渗透率变异系数0.6-0.8，原始地层温度68℃，原始含油饱和度66-70%。有三个主力油层52+3、54、55，主力层储量占总储量的79.3%，平均厚度14.4米，油藏深度1195-1406米。该层系是一套粉细砂岩组成的正韵律沉积，油层胶结疏松，胶结类型以孔隙-接触式为主，油层非均质性严重，油砂体在平面上连通相对较差。
2开发现状及存在的主要问题
2.1 开发现状
七区中于1986年9月投产，1987年10月投入注水开发，1990年10月井网调整，由原来的反九点面积注水井网调整为212米×212米(局部为212米×106米)行列注水井网，2001年6月投入注聚开发，2001年12月开发形势转好，2002年下半年单元整体见效，含水大幅下降，到2005年5月结束注聚转为水驱开发后含水回返快。
2.2 存在的主要问题
从历史生产情况来看，七区中单元经过长期多层合采合注，层间矛盾突出，带病注水井多，治理难度大，导致层间矛盾调整难度大，稳产基础不牢。
2.2.1 层间矛盾突出，调整难度大
七区中单元三个主力油层52+3、54、55储量占总储量的79.3%。经过多年的高速开发，采出程度高，油层非均质性严重，层间矛盾也日益突出，其中52+3层大片连通的主河道区域采出程度高，水淹严重，局部高压区，注采矛盾突出，剩余油相对集中于东部和北部方向井网控制程度差的边部。54层多为条带砂体，是三个主力油层中发育相对较差的一个层，平面上的连通关系相对52+3和55层略差，往南部则发育变好。55层发育较好，砂体大面积连通，整体水淹程度高。
从三个主力层的生产数据看，52+3层高液量高含水生产，能量充足供液好，采出程度高，水淹严重，其次是55层，而供液最差的54层含水低，产量高，剩余油相对富集。结合主力层开发现状，2009年重点对高压层52+3实施降水降压，而对54层加大提水提液力度，扩大波及体积，同时均衡55层压力，充分挖掘层间、层内潜力。虽然见到了一定的效果，但是见效时间短，水井存在问题多导致治理难度不断加大。
在一套井网多层合注的条件下，由于高渗透层连通面积大、导压性能好，油层开始吸水时的启动压力比较低；而中低渗透层物性差，连通面积小、导压性能差，吸水时的启动压力比较高。而细分注水井能否充分发挥分层注水的作用，以缓解层间矛盾，在近几年受到带病注水井增多、测试问题多等因素影响，无法满足分层配水的需要，导致层间矛盾加剧，调整难度加大。
2.2.2 带病注水井多，治理难度大
采油九队水井共68口，开井49口，其中分层注水井20口，笼统注水井21口，单层注水井27口。受地面管线和管柱结垢、测试问题以及地层出砂、堵塞等因素的影响，欠注井18口，占开井数的36.7%。水井存在着较多的问题，严重制约了上产工作。
报废事故井、带病注水井多。在68口油井中，套管存在问题井41口，因套管问题导致停注井14口，这些事故井严重影响注采井网的完善程度，造成局部区域的储量动用程度差。
49口开井注水井中，带病注水井25口，对应油井33口，液量3513.8吨，油量93.0吨，含水97.1%。因带病无法细分注水井有8口，这部分井为2层以上笼统注水，长期笼统注水导致层间差异大的井区易形成高、低压井区的两极分化，局部注采矛盾突出。
2.2.3 平面压力不均衡，局部高压区
由于受井网不完善，注采结构不合理等因素影响，主力层内平面压力不均衡，局部高压区，造成油井作业效果差，措施上修难度大。局部大孔道井区，调配效果差，主要在52+3层。
3 稳产措施分析研究
通过以上对开发现状及存在问题的分析，为促进单元稳产，主要从以下几个方面进行分析研究。
3.1 完善注采井网夯实稳产基础
七区中多层合采、合注井多，油层非均质性严重，在经过多年的高速开发后，采出程度较高，不正常注水井不断增加，层间矛盾日益突出，稳产难度越来越大。面对目前的开发管理现状，需要不断完善注采井网，夯实稳产基础。因此对井网控制程度差的不完善井区增加采油、注水井点，扩大波及体积，提高驱油效率。同时挖潜停产停注井的可利用层，提高储量动用程度，改善水驱开发效果。
水井GO7-47-336于2010年4月30日大修拔管填砂开，注52+3，光0×1，日注170立方米/天。油井GO7-46-335和GO7-49-345见效，井组平均动液面由612米上升至545米，注采比由1.02上升至1.10，日增油2.5吨，其中GO7-46-335受效明显，日增油2.0吨。
3.2 精细细挖措施挖掘剩余油潜力
针对主力层已经高含水的单井实施改层、补孔等措施，对过密的油井排实行井网抽稀，降低井间干扰，做好层间精细挖潜。
油井GO7-41-336射开52.42+5层，措施前生产52层，高液量高含水（日液93吨，日油0.6吨，含水99.3%，动液面314米），井区水淹严重，且距临井GO7-42-335和GO7-41N345均仅100米。分析该井在542+5层生产末期日液16.3吨，日油1.7吨，含水89.6%，邻井GO7-42-335在55生产末期日液18吨，日油2.6吨，含水85.6%。且目前邻井井GO7-42-326在该层生产，因此，可抽稀52层井网，挖潜542+5层自由区潜力，实现层间剩余油挖潜。GO7-41-336井措施后日增油1吨，同时52层油井GO7-41N345、GO7-42-335日增油0.8吨，平均动液面上升75米。 3.3 强化水井治理，确保有效注水
如何“注足水、注好水”，是水驱单元稳产的关键。但受地层出砂、堵塞，管线结垢、腐蚀严重等因素影响，每旬欠注井数在15-20口之间，约占到了开井数的40.0%。因此，需要不断加强对水井的治理力度，坚持从地面、井筒、地下三位一体进行治理，把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终。
水井GO7-43-296注52+31+32.41.5层，该井自2009年11月以来一直欠注地面管线结垢严重，管损4.2MPa，1月27日除垢见效，日注150立方米，增加90立方米/天。对应油井GO7-41-296、GO7-45-305见效。井组注采比从0.94上升至1.12，平均动液面上升55米，日增油1.5吨。其中GO7-41-296受效明显，日增油1.3吨。
3.4 拓宽思路，强化调整
动态调整是水驱单元稳产的基础。结合井区动态变化规律，根据提液或控水的不同需要，精细注采调配工作。针对油井提液井区、低效生产井区、作业开井后含水未恢复井区、以及低液低能量区水井进行调配挖潜。根据不同井区的不同特点，制定不同的调配方案，确保注采平衡，细挖层间、层内潜力。其中二向、三向对应井网完善井区以整体提水为主，局部微调相辅的措施；单向及两向井网不完善井区采取不同周期、不同幅度脉冲注水方式；大孔道井区采取水井间注措施；末见效井区：水井提水油井提液，油水井联动措施（图1）。
水井GO7-46-315注52+31+32.41.41.5.5.5层，偏1×2管柱，注130立方米/天，分析井组注采比1.45，井区能量充足，同时对顶方向水井GO7-48-326欠注（日注30立方米），GO7-42-306躺井，因此，分析可将GO7-46-315调配降水。水井GO7-46-315调配降水至100立方米/天，井组见效，注采比1.15，平均动液面基本稳定，日增油0.8吨；其中GO7-47-325井见效明显，日增油1.0吨。
3.5 简化注水层段有效注水
由于52+3层高液量高含水生产，能量充足供液好，采出程度高，水淹严重，其次是55层，而供液最差的54层含水低，产量高。因此，对水淹严重的井区抽稀注水井点，简化注水层段，加强潜力层注水，提高注水利用率，强化目的层的有效注水，控制52+3、加强54.5注水，使54.5层吸水能力得到提高。
3.6 均衡平面压力优化注采结构
七区中后续水驱单元，主力层平面压力不均衡，同一井区有大孔道和深部堵塞导致的供液差井同时存在，注采结构不合理，平面矛盾突出。局部大孔道井区，注入水易沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成部分井区油井含水上升快，产量递减幅度大。根据单井所处的砂体位置，层内的韵律沉积和渗透性差异等特点，优选重点井组实施调剖挖潜（图2）。
GO7-45X316射开541.42+5.5层，注541.42+5.5层，配注200立方米/天，实注200立方米/天，该井区部分井低液量高含水、部分井液量较高，分析在该井区局部存在大孔道。2010年1月31日-2月10日对GO7-45X316实施调剖，措施效果显著。
4 结论及认识
通过前面的分析研究，区块取得了较好的稳产效果，延缓了产量递减速度。并获得了以下几点认识：
（1）完善井网是水驱单元稳产的前提。应不断完善注采井网，提高注采对应率和储量动用程度，改善水驱开发效果。
（2）动态调整是水驱单元稳产的基础。应不断加强油水井动态分析，及时掌握动态变化规律。
（3）水井治理是水驱单元稳产的关键。应继续强化水井攻欠增注，改善注水效果，确保注采平衡。
（4）措施挖潜是水驱单元稳产的保障。应加大措施挖潜力度，充分挖掘层间层内剩余油潜力。
（5）加强调堵力度，减缓层间及层内矛盾，均衡平面压力，挖潜剩余油潜力。
参考文献
[1] 窦之林等，《孤东油田储层研究与开发》，石油工业出版社，1998。
[2] 金毓荪等，采油地质工程(第二版)，石油工业出版社，2003。
作者简介
李秀峰，女（1979.4-）,1997年7月毕业于胜利石油开发技校。长期从事采油地质开发工作。
关键词：稳产 完善井网 措施挖潜 动态调整
1基本概况
采油九队开发管理区块以七区中北部为主，包括少数七区西结合部井。七区中东北部在2007年投产了新区KD681块。七区中位于孤东构造的东翼，其南部、北部分别被断层切割，东部以海堤为界，西侧以40排井为界与七区西自然连接，是一个人为划分的开发单元。含油面积2.89平方公里，地质储量1220.13万吨，平均孔隙度33.5%，空气渗透率728-2931?10-3?m2，渗透率变异系数0.6-0.8，原始地层温度68℃，原始含油饱和度66-70%。有三个主力油层52+3、54、55，主力层储量占总储量的79.3%，平均厚度14.4米，油藏深度1195-1406米。该层系是一套粉细砂岩组成的正韵律沉积，油层胶结疏松，胶结类型以孔隙-接触式为主，油层非均质性严重，油砂体在平面上连通相对较差。
2开发现状及存在的主要问题
2.1 开发现状
七区中于1986年9月投产，1987年10月投入注水开发，1990年10月井网调整，由原来的反九点面积注水井网调整为212米×212米(局部为212米×106米)行列注水井网，2001年6月投入注聚开发，2001年12月开发形势转好，2002年下半年单元整体见效，含水大幅下降，到2005年5月结束注聚转为水驱开发后含水回返快。
2.2 存在的主要问题
从历史生产情况来看，七区中单元经过长期多层合采合注，层间矛盾突出，带病注水井多，治理难度大，导致层间矛盾调整难度大，稳产基础不牢。
2.2.1 层间矛盾突出，调整难度大
七区中单元三个主力油层52+3、54、55储量占总储量的79.3%。经过多年的高速开发，采出程度高，油层非均质性严重，层间矛盾也日益突出，其中52+3层大片连通的主河道区域采出程度高，水淹严重，局部高压区，注采矛盾突出，剩余油相对集中于东部和北部方向井网控制程度差的边部。54层多为条带砂体，是三个主力油层中发育相对较差的一个层，平面上的连通关系相对52+3和55层略差，往南部则发育变好。55层发育较好，砂体大面积连通，整体水淹程度高。
从三个主力层的生产数据看，52+3层高液量高含水生产，能量充足供液好，采出程度高，水淹严重，其次是55层，而供液最差的54层含水低，产量高，剩余油相对富集。结合主力层开发现状，2009年重点对高压层52+3实施降水降压，而对54层加大提水提液力度，扩大波及体积，同时均衡55层压力，充分挖掘层间、层内潜力。虽然见到了一定的效果，但是见效时间短，水井存在问题多导致治理难度不断加大。
在一套井网多层合注的条件下，由于高渗透层连通面积大、导压性能好，油层开始吸水时的启动压力比较低；而中低渗透层物性差，连通面积小、导压性能差，吸水时的启动压力比较高。而细分注水井能否充分发挥分层注水的作用，以缓解层间矛盾，在近几年受到带病注水井增多、测试问题多等因素影响，无法满足分层配水的需要，导致层间矛盾加剧，调整难度加大。
2.2.2 带病注水井多，治理难度大
采油九队水井共68口，开井49口，其中分层注水井20口，笼统注水井21口，单层注水井27口。受地面管线和管柱结垢、测试问题以及地层出砂、堵塞等因素的影响，欠注井18口，占开井数的36.7%。水井存在着较多的问题，严重制约了上产工作。
报废事故井、带病注水井多。在68口油井中，套管存在问题井41口，因套管问题导致停注井14口，这些事故井严重影响注采井网的完善程度，造成局部区域的储量动用程度差。
49口开井注水井中，带病注水井25口，对应油井33口，液量3513.8吨，油量93.0吨，含水97.1%。因带病无法细分注水井有8口，这部分井为2层以上笼统注水，长期笼统注水导致层间差异大的井区易形成高、低压井区的两极分化，局部注采矛盾突出。
2.2.3 平面压力不均衡，局部高压区
由于受井网不完善，注采结构不合理等因素影响，主力层内平面压力不均衡，局部高压区，造成油井作业效果差，措施上修难度大。局部大孔道井区，调配效果差，主要在52+3层。
3 稳产措施分析研究
通过以上对开发现状及存在问题的分析，为促进单元稳产，主要从以下几个方面进行分析研究。
3.1 完善注采井网夯实稳产基础
七区中多层合采、合注井多，油层非均质性严重，在经过多年的高速开发后，采出程度较高，不正常注水井不断增加，层间矛盾日益突出，稳产难度越来越大。面对目前的开发管理现状，需要不断完善注采井网，夯实稳产基础。因此对井网控制程度差的不完善井区增加采油、注水井点，扩大波及体积，提高驱油效率。同时挖潜停产停注井的可利用层，提高储量动用程度，改善水驱开发效果。
水井GO7-47-336于2010年4月30日大修拔管填砂开，注52+3，光0×1，日注170立方米/天。油井GO7-46-335和GO7-49-345见效，井组平均动液面由612米上升至545米，注采比由1.02上升至1.10，日增油2.5吨，其中GO7-46-335受效明显，日增油2.0吨。
3.2 精细细挖措施挖掘剩余油潜力
针对主力层已经高含水的单井实施改层、补孔等措施，对过密的油井排实行井网抽稀，降低井间干扰，做好层间精细挖潜。
油井GO7-41-336射开52.42+5层，措施前生产52层，高液量高含水（日液93吨，日油0.6吨，含水99.3%，动液面314米），井区水淹严重，且距临井GO7-42-335和GO7-41N345均仅100米。分析该井在542+5层生产末期日液16.3吨，日油1.7吨，含水89.6%，邻井GO7-42-335在55生产末期日液18吨，日油2.6吨，含水85.6%。且目前邻井井GO7-42-326在该层生产，因此，可抽稀52层井网，挖潜542+5层自由区潜力，实现层间剩余油挖潜。GO7-41-336井措施后日增油1吨，同时52层油井GO7-41N345、GO7-42-335日增油0.8吨，平均动液面上升75米。 3.3 强化水井治理，确保有效注水
如何“注足水、注好水”，是水驱单元稳产的关键。但受地层出砂、堵塞，管线结垢、腐蚀严重等因素影响，每旬欠注井数在15-20口之间，约占到了开井数的40.0%。因此，需要不断加强对水井的治理力度，坚持从地面、井筒、地下三位一体进行治理，把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终。
水井GO7-43-296注52+31+32.41.5层，该井自2009年11月以来一直欠注地面管线结垢严重，管损4.2MPa，1月27日除垢见效，日注150立方米，增加90立方米/天。对应油井GO7-41-296、GO7-45-305见效。井组注采比从0.94上升至1.12，平均动液面上升55米，日增油1.5吨。其中GO7-41-296受效明显，日增油1.3吨。
3.4 拓宽思路，强化调整
动态调整是水驱单元稳产的基础。结合井区动态变化规律，根据提液或控水的不同需要，精细注采调配工作。针对油井提液井区、低效生产井区、作业开井后含水未恢复井区、以及低液低能量区水井进行调配挖潜。根据不同井区的不同特点，制定不同的调配方案，确保注采平衡，细挖层间、层内潜力。其中二向、三向对应井网完善井区以整体提水为主，局部微调相辅的措施；单向及两向井网不完善井区采取不同周期、不同幅度脉冲注水方式；大孔道井区采取水井间注措施；末见效井区：水井提水油井提液，油水井联动措施（图1）。
水井GO7-46-315注52+31+32.41.41.5.5.5层，偏1×2管柱，注130立方米/天，分析井组注采比1.45，井区能量充足，同时对顶方向水井GO7-48-326欠注（日注30立方米），GO7-42-306躺井，因此，分析可将GO7-46-315调配降水。水井GO7-46-315调配降水至100立方米/天，井组见效，注采比1.15，平均动液面基本稳定，日增油0.8吨；其中GO7-47-325井见效明显，日增油1.0吨。
3.5 简化注水层段有效注水
由于52+3层高液量高含水生产，能量充足供液好，采出程度高，水淹严重，其次是55层，而供液最差的54层含水低，产量高。因此，对水淹严重的井区抽稀注水井点，简化注水层段，加强潜力层注水，提高注水利用率，强化目的层的有效注水，控制52+3、加强54.5注水，使54.5层吸水能力得到提高。
3.6 均衡平面压力优化注采结构
七区中后续水驱单元，主力层平面压力不均衡，同一井区有大孔道和深部堵塞导致的供液差井同时存在，注采结构不合理，平面矛盾突出。局部大孔道井区，注入水易沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成部分井区油井含水上升快，产量递减幅度大。根据单井所处的砂体位置，层内的韵律沉积和渗透性差异等特点，优选重点井组实施调剖挖潜（图2）。
GO7-45X316射开541.42+5.5层，注541.42+5.5层，配注200立方米/天，实注200立方米/天，该井区部分井低液量高含水、部分井液量较高，分析在该井区局部存在大孔道。2010年1月31日-2月10日对GO7-45X316实施调剖，措施效果显著。
4 结论及认识
通过前面的分析研究，区块取得了较好的稳产效果，延缓了产量递减速度。并获得了以下几点认识：
（1）完善井网是水驱单元稳产的前提。应不断完善注采井网，提高注采对应率和储量动用程度，改善水驱开发效果。
（2）动态调整是水驱单元稳产的基础。应不断加强油水井动态分析，及时掌握动态变化规律。
（3）水井治理是水驱单元稳产的关键。应继续强化水井攻欠增注，改善注水效果，确保注采平衡。
（4）措施挖潜是水驱单元稳产的保障。应加大措施挖潜力度，充分挖掘层间层内剩余油潜力。
（5）加强调堵力度，减缓层间及层内矛盾，均衡平面压力，挖潜剩余油潜力。
参考文献
[1] 窦之林等，《孤东油田储层研究与开发》，石油工业出版社，1998。
[2] 金毓荪等，采油地质工程(第二版)，石油工业出版社，2003。
作者简介
李秀峰，女（1979.4-）,1997年7月毕业于胜利石油开发技校。长期从事采油地质开发工作。