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A油田2003年采取同步注水开发，由于单向连通、不连通储量比例大，层间矛盾突出，导致含水上升和产量递减速度加快;同时由于多年水质差，注不进、采不出井比例大，注水调整难度大。近几年针对双城油田开发中存在的问题采取针对性的手段，取得较好的效果。
一、油田概况。
A油田共开发四个区块，分别为X、Y、W、以及Z区块，采取350m×150m菱形井网方式布井。共有18个小层钻遇砂体，一类油层1个，钻遇率52.6%，单层碾平厚度1.5m，二类油层2个，钻遇率从30.6%到32.5%，单层碾平厚度从1.0m到1.3m。
油田2003年投入开发，2010年之前产量较好，采油速度较高，开发效果较好，2011年开始综合含水上升，油田开发矛盾突出，针对油田开发矛盾，2012年开始陆续采取一系列的综合治理措施。
二、油田开发存在问题。
油田开发过程中出现的主要矛盾大致分为以下三点：
问题一：单向连通、不连通储量比例大。A油田砂体规模小，分布零散、井间连通关系差，虽然水驱控制程度达到71.2%，但单向连通以及不连通水驱储量占60%以上，层间矛盾突出，含水上升速度快，水驱开发效果差。层间矛盾突出，主力油层吸水状况好，吸水厚度百分数逐年增加，非主力油层吸水状况差，吸水厚度百分数逐年降低。
问题二：含水上升快、产量下降快。经统计，A油田2006年到2010年的年含水上升值3.8%，而2010年到2012年年含水上升值达到7.7%，含水上升较快;相对应的2006年到2010年年产量递减幅度3.7%，2010年到2012年年产量递减幅度达到16.6%，产量下降较快。
问题三：注不进、采不出井比例大。2010年之后油田水质较差，冬关井井数逐年增多，2015年冬关井比例已占总井数的35.3%。而由于水质差导致油层污染，注不进井增多，水驱开发效果差，导致长关井和低效井也逐年增多。
三、综合治理对策及效果。
针对开发过程中存在的以上三个问题，从2012年开始对油田进行综合治理。
第一，注采系统调整。对水井排高含水井实施注采系统调整，累计注采系统调整15口井。转注后井区连通47口油井新增连通方向12个，新增连通厚度30.4m，井區水驱控制程度由80.2%增加到90.9%，单向及不连通储量下降，新增水驱储量10.3×104t。
第二，油井补孔压裂。为完善单砂体注采关系，实施油井补孔压裂19口井，共补孔34个层位，补孔后新增水驱储量25.8×104t，累计增油4992.6t。
第三，水井补孔压裂。为提高水驱储量动用程度，实施水井补孔压裂10口井，平均单井补孔厚度5.7m，补孔后周围48口油井新增连通方向16个，新增连通厚度39.8m，补孔井区水驱控制程度由82.7%增加到97.0%，新增水驱储量13.47×104t。
第四，水井笼改分、细分。为改善层间吸水差异，缓解层间矛盾，实施细分18口井，笼改分30口井，主力层段单卡31个，不连通层单卡21个，两类油层动用差异减小，调整后，主力层吸水厚度百分数由72.4%增加到84.1%，非主力层吸水厚度百分数由60.5%增加到79.3%。
第五，油水井调整。为了控制含水上升，进行油水井调整提高油井产量，2012年以来我们对有油水井进行了大量的调整工作，配合常规注水调整，实施水井措施506井次，实施油井措施262井次。
第六，提高注水质量。为了提高注水质量，首先从源头治理，一是做好清淤工作，每年对H联合站200m3净化水罐、700m3反冲洗水罐、300m3回收水罐、200m3曝氧水罐进行清淤2次，累计清淤10次;二是做好滤罐冲洗工作，根据水质台账各项指标曲线变化，在温度具备条件下及时开罐检查滤料情况，调整反冲洗周期及反洗时间，适当延长冲洗时间，反冲洗周期由每日一次加密为两次，保证各滤罐滤料通透性完好;三是精细管理，保证出口水质合格。每天定时对水质监测点取样化验，并建立水质跟踪台帐。其次从过程控制，A油田共7条注水干线，共25km，每年冲洗2次，累计冲洗干线2300km，其余支线随水井洗井进行冲洗，冲洗前后对冲洗点进行取样化验，并建立管线冲洗档案。
第七，酸化。对注不进的44口水井进行酸化，酸化有效率54.5%，累计增注4.8×104m3，随着注水质量逐年提高，酸化有效率也逐年上升，下一步计划加大注水井酸化力度。
经过以上7项综合治理，得出以下效果：
效果一：单向连通、不连通储量比例下降。不连通储量比例由28.9%下降到7.6%;单向连通储量比例由38.4%下降到19.4%;双向及以上连通储量比例由32.7%上升到73.0%，水驱控制程度由72.6%上升到86.4%，预计采收率上升1.5%，增加可采储量14.20×104t。
效果二：产量递减速度减慢，含水上升得到控制。含水上升率由7.8%下降到4.8%;自然递减率由21.4%下降到8.6%。
效果三：冬关井及长关井比例下降。冬关井比例由29.2%下降到18.5%;长关井比例由40%下降到25.2%。
四、结论及认识。
1、通过注采系统调整以及油水井补孔压裂，完善单砂体注采关系，提高水驱动用程度。
2、通过加大水质治理力度，在水质合格的基础上，结合常规注水综合调整以及油井措施，提高油田开发效果。
一、油田概况。
A油田共开发四个区块，分别为X、Y、W、以及Z区块，采取350m×150m菱形井网方式布井。共有18个小层钻遇砂体，一类油层1个，钻遇率52.6%，单层碾平厚度1.5m，二类油层2个，钻遇率从30.6%到32.5%，单层碾平厚度从1.0m到1.3m。
油田2003年投入开发，2010年之前产量较好，采油速度较高，开发效果较好，2011年开始综合含水上升，油田开发矛盾突出，针对油田开发矛盾，2012年开始陆续采取一系列的综合治理措施。
二、油田开发存在问题。
油田开发过程中出现的主要矛盾大致分为以下三点：
问题一：单向连通、不连通储量比例大。A油田砂体规模小，分布零散、井间连通关系差，虽然水驱控制程度达到71.2%，但单向连通以及不连通水驱储量占60%以上，层间矛盾突出，含水上升速度快，水驱开发效果差。层间矛盾突出，主力油层吸水状况好，吸水厚度百分数逐年增加，非主力油层吸水状况差，吸水厚度百分数逐年降低。
问题二：含水上升快、产量下降快。经统计，A油田2006年到2010年的年含水上升值3.8%，而2010年到2012年年含水上升值达到7.7%，含水上升较快;相对应的2006年到2010年年产量递减幅度3.7%，2010年到2012年年产量递减幅度达到16.6%，产量下降较快。
问题三：注不进、采不出井比例大。2010年之后油田水质较差，冬关井井数逐年增多，2015年冬关井比例已占总井数的35.3%。而由于水质差导致油层污染，注不进井增多，水驱开发效果差，导致长关井和低效井也逐年增多。
三、综合治理对策及效果。
针对开发过程中存在的以上三个问题，从2012年开始对油田进行综合治理。
第一，注采系统调整。对水井排高含水井实施注采系统调整，累计注采系统调整15口井。转注后井区连通47口油井新增连通方向12个，新增连通厚度30.4m，井區水驱控制程度由80.2%增加到90.9%，单向及不连通储量下降，新增水驱储量10.3×104t。
第二，油井补孔压裂。为完善单砂体注采关系，实施油井补孔压裂19口井，共补孔34个层位，补孔后新增水驱储量25.8×104t，累计增油4992.6t。
第三，水井补孔压裂。为提高水驱储量动用程度，实施水井补孔压裂10口井，平均单井补孔厚度5.7m，补孔后周围48口油井新增连通方向16个，新增连通厚度39.8m，补孔井区水驱控制程度由82.7%增加到97.0%，新增水驱储量13.47×104t。
第四，水井笼改分、细分。为改善层间吸水差异，缓解层间矛盾，实施细分18口井，笼改分30口井，主力层段单卡31个，不连通层单卡21个，两类油层动用差异减小，调整后，主力层吸水厚度百分数由72.4%增加到84.1%，非主力层吸水厚度百分数由60.5%增加到79.3%。
第五，油水井调整。为了控制含水上升，进行油水井调整提高油井产量，2012年以来我们对有油水井进行了大量的调整工作，配合常规注水调整，实施水井措施506井次，实施油井措施262井次。
第六，提高注水质量。为了提高注水质量，首先从源头治理，一是做好清淤工作，每年对H联合站200m3净化水罐、700m3反冲洗水罐、300m3回收水罐、200m3曝氧水罐进行清淤2次，累计清淤10次;二是做好滤罐冲洗工作，根据水质台账各项指标曲线变化，在温度具备条件下及时开罐检查滤料情况，调整反冲洗周期及反洗时间，适当延长冲洗时间，反冲洗周期由每日一次加密为两次，保证各滤罐滤料通透性完好;三是精细管理，保证出口水质合格。每天定时对水质监测点取样化验，并建立水质跟踪台帐。其次从过程控制，A油田共7条注水干线，共25km，每年冲洗2次，累计冲洗干线2300km，其余支线随水井洗井进行冲洗，冲洗前后对冲洗点进行取样化验，并建立管线冲洗档案。
第七，酸化。对注不进的44口水井进行酸化，酸化有效率54.5%，累计增注4.8×104m3，随着注水质量逐年提高，酸化有效率也逐年上升，下一步计划加大注水井酸化力度。
经过以上7项综合治理，得出以下效果：
效果一：单向连通、不连通储量比例下降。不连通储量比例由28.9%下降到7.6%;单向连通储量比例由38.4%下降到19.4%;双向及以上连通储量比例由32.7%上升到73.0%，水驱控制程度由72.6%上升到86.4%，预计采收率上升1.5%，增加可采储量14.20×104t。
效果二：产量递减速度减慢，含水上升得到控制。含水上升率由7.8%下降到4.8%;自然递减率由21.4%下降到8.6%。
效果三：冬关井及长关井比例下降。冬关井比例由29.2%下降到18.5%;长关井比例由40%下降到25.2%。
四、结论及认识。
1、通过注采系统调整以及油水井补孔压裂，完善单砂体注采关系，提高水驱动用程度。
2、通过加大水质治理力度，在水质合格的基础上，结合常规注水综合调整以及油井措施，提高油田开发效果。