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[摘要]梁23块于1979年投入开发，1982年进入注水开发，先后经历了弹性开发阶段、注水开发产量上升阶段、注水开发产量递减阶段。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8口，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。为改善这一状况，自2008年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实施控制注水与不稳定注水相结合来控制含水上升，取得了一定的效果，含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势。
[关键词]完善井网合理调配自然递减
中图分类号：P631.8+14 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0255-01
一、地质概况
梁23-44块位于梁家楼油田中部，主力含油层系沙三中，油藏平均埋深2800米，含油面积5.2km2，地质储量535×104t。构造特征：构造比较简单，地层北倾，且由南向北逐渐变缓，南部大断层为近东西向的边界大断层，落差大于200米、倾角30-150度，对该油藏起主要控制作用。储层特征：平均孔隙度18.3%，渗透率510*10 3μm2，油层厚度在1.1 6.4米之间，平面上2、4砂体油层分布范围最大，为全区分布，5号油层其次，3、6号油层以梁44块为主。物性、非均质性：沙三中储层呈复合正韵律，正韵律底部物性好，向上物性变差，根据三口取芯井非均值参数统计，各主力小层的渗透率变异系数都大于0.7。储层层内非均质性较强。隔层厚度较小，单井平均隔层厚度0.8米～3.2米。流体性质：地面原油密度0.8825g/cm3，粘度32.7mPa·s，凝固点为35℃。地层水矿化度平均为11704rag/L，水型为NaHC03型。原始地层压力29.44MPa，总体来说，该块属于中孔、中高渗、常温、常压、岩性构造油藏。
二、开发历程及现状
梁23块1979年投入开发，1982年进入注水开发，截止到2010年，历时31年，经历了弹性开发阶段；注水开发产量上升阶段；注水开发产量递减阶段，注水开发低速稳产阶段四个开发阶段。目前区块开油井16口，日油水平46吨，综合含水94%，平均动液面816米，累产油209.0124×104吨，累产水593.2603×104吨，采油速度0.22%，采出程度39.0%；开注水井8口，日注水平365 m3，累注水量1115.8331×104m↑，月注采比0.67，累注采比0.95。
三、存在问题及潜力
1、油水井损坏严重，造成注采井网二次不完善。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8V1，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。2、局部井区剩余储量控制程度差。在剩余油相对丰富的断块西区和断层附近的构造高部位无井控制，有45×104t储量不能动用，具有进一步完善井网的潜力。3、有效注水井点少，注采关系严重失调，地层能量下降。由于注水井套破、注不进等原因停注，造成水井少且分布不均，地层压力下降为21.78MPa，仅为静水柱压力的77%。4、油层非均质性强，纵向上分层水淹、动用状况不一，各小层均具有一定的潜力。从分层水淹情况看，纵向上1、5、6号层水淹程度相对较轻，分层动用状况为：5、6砂体采出程度高，动用相对最好，顶部1砂体物性相对较差，采出程度低，仅为22%。由于2、4砂体储量高，剩余地质储量多，是潜力层。
四、实现梁23块良性开发的主要做法
（1）针对井网控制程度差的问题，潜力区新井挖潜.针对断块剩余油分布状况，08年投产新井7口井，西部1口，中部6口，新井初期日产油能力34吨。通过投产新井，断块日产油能力最高达到40t/d，采油速度由O.25%↑0.4%，单井控制储量由43.5万吨下降到26.7万吨。（2）针对注采关系不完善，转注完善注采井网，改善注水效果.在投产新井井网基本完善的基础，完善注采关系，提高注水效果。断块注采对应率由调整前的42%提高到85%，日注水平由135 m3↑504m3，增加日注水平369m3，注采比由O.30↑0.95。先后有10口油井见到注水效果，见效时间为20～50天，其中有3口井液面、液量都上升；有4口井液面上升，液量稳定；有2口井含水上升，有4口井含水下降。（3）摸索水驱规律，精细注采调配，提高注水效果。该块因渗透率较高，在510*10-3μm2左右，水线推进速度快，油井见效快，含水上升也快。为避免油井注水见效后含水上升过快，首先根据油藏开发特点制定合理的注水方案，摸索出合理的注采比、制定合理的调配方案。通过摸索，认为断块合理注采比为0.6左右，中高部位水井不宜长期高注，底部可适当高注恢复地层能量。因此制定出断块注采比保持0.6左右，采取底部高注，中高部位灵活调配的调配思路进行调配。（4）注水培养提液井，及时实施提液稳油。2010年在油井注水见效，动液面得到较好回升的基础上，确立了提液增油的开发思路。梁23块先后采取“调参、检泵时换大泵、下螺杆泵、电泵”四种方式对6口供液充足，沉没度大于400米的油井进行提液，初期共增加日油能力19.6噸。
1、转注初期，水井适当高注促使油井见效；
L23X35、L23-34井08年10-11月相继转注，配注分别是50m3、110m3，断块注采比由0.07提高到0.64，井区注采比为0.74。水井转注一个月后井组周围油井见到不同程度的注水效果，表现为液量、液面上升，含水下降，见效最明显的是L23-11井，动液面由952米↑713米↑519米，上升433米，日液由51.7吨↑70吨，日油由1.6吨↑3.7吨，含水由97.2%↓93.9%，日增油2.1吨。
2、在底部完善后，采取底部适当高注及中高部位低注，以达到提升地层压力，控水稳油的目的。
2010.2月初大修、增注底部两口注水井（L23-2、L109），初期配注分别是150m3，但注水一个多月后，油井在见到注水效果后含水呈上升趋势，自3月中旬，L23-11、L23-131含水呈上升趋势，分别由92.9%↑94.3%，68%↑74%，分析认为底部水井一味盲目放大注水，仍会造成水线推进过快、油井含水上升，为此及时调整底部两口水井注水量，于3.21日将边部水井L23-2、L109配注分别由150m3↓100m3，及中高部位水井L23-34、L23X35控制注水，井区油井含水上升速度得以减缓。
五、开发效果评价
（1）开发指标变好：含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势2012年比2011年下降4.26%，日油水平近三年维持在40t/d，采油速度为0.25%（2）水驱效果得到善；（3）地层压力回升，通过注水，该块的地层能量得到一定程度的提高。
六、认识
（1）老油田开发后期的井网完善工作仍是提高采收率的主要手段；（2）油藏开发后期仍应该重视注水工作；（2）认清注水见效方向，不断优化注采调配方案，可有效提高剩余油动用程度。
[关键词]完善井网合理调配自然递减
中图分类号：P631.8+14 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0255-01
一、地质概况
梁23-44块位于梁家楼油田中部，主力含油层系沙三中，油藏平均埋深2800米，含油面积5.2km2，地质储量535×104t。构造特征：构造比较简单，地层北倾，且由南向北逐渐变缓，南部大断层为近东西向的边界大断层，落差大于200米、倾角30-150度，对该油藏起主要控制作用。储层特征：平均孔隙度18.3%，渗透率510*10 3μm2，油层厚度在1.1 6.4米之间，平面上2、4砂体油层分布范围最大，为全区分布，5号油层其次，3、6号油层以梁44块为主。物性、非均质性：沙三中储层呈复合正韵律，正韵律底部物性好，向上物性变差，根据三口取芯井非均值参数统计，各主力小层的渗透率变异系数都大于0.7。储层层内非均质性较强。隔层厚度较小，单井平均隔层厚度0.8米～3.2米。流体性质：地面原油密度0.8825g/cm3，粘度32.7mPa·s，凝固点为35℃。地层水矿化度平均为11704rag/L，水型为NaHC03型。原始地层压力29.44MPa，总体来说，该块属于中孔、中高渗、常温、常压、岩性构造油藏。
二、开发历程及现状
梁23块1979年投入开发，1982年进入注水开发，截止到2010年，历时31年，经历了弹性开发阶段；注水开发产量上升阶段；注水开发产量递减阶段，注水开发低速稳产阶段四个开发阶段。目前区块开油井16口，日油水平46吨，综合含水94%，平均动液面816米，累产油209.0124×104吨，累产水593.2603×104吨，采油速度0.22%，采出程度39.0%；开注水井8口，日注水平365 m3，累注水量1115.8331×104m↑，月注采比0.67，累注采比0.95。
三、存在问题及潜力
1、油水井损坏严重，造成注采井网二次不完善。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8V1，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。2、局部井区剩余储量控制程度差。在剩余油相对丰富的断块西区和断层附近的构造高部位无井控制，有45×104t储量不能动用，具有进一步完善井网的潜力。3、有效注水井点少，注采关系严重失调，地层能量下降。由于注水井套破、注不进等原因停注，造成水井少且分布不均，地层压力下降为21.78MPa，仅为静水柱压力的77%。4、油层非均质性强，纵向上分层水淹、动用状况不一，各小层均具有一定的潜力。从分层水淹情况看，纵向上1、5、6号层水淹程度相对较轻，分层动用状况为：5、6砂体采出程度高，动用相对最好，顶部1砂体物性相对较差，采出程度低，仅为22%。由于2、4砂体储量高，剩余地质储量多，是潜力层。
四、实现梁23块良性开发的主要做法
（1）针对井网控制程度差的问题，潜力区新井挖潜.针对断块剩余油分布状况，08年投产新井7口井，西部1口，中部6口，新井初期日产油能力34吨。通过投产新井，断块日产油能力最高达到40t/d，采油速度由O.25%↑0.4%，单井控制储量由43.5万吨下降到26.7万吨。（2）针对注采关系不完善，转注完善注采井网，改善注水效果.在投产新井井网基本完善的基础，完善注采关系，提高注水效果。断块注采对应率由调整前的42%提高到85%，日注水平由135 m3↑504m3，增加日注水平369m3，注采比由O.30↑0.95。先后有10口油井见到注水效果，见效时间为20～50天，其中有3口井液面、液量都上升；有4口井液面上升，液量稳定；有2口井含水上升，有4口井含水下降。（3）摸索水驱规律，精细注采调配，提高注水效果。该块因渗透率较高，在510*10-3μm2左右，水线推进速度快，油井见效快，含水上升也快。为避免油井注水见效后含水上升过快，首先根据油藏开发特点制定合理的注水方案，摸索出合理的注采比、制定合理的调配方案。通过摸索，认为断块合理注采比为0.6左右，中高部位水井不宜长期高注，底部可适当高注恢复地层能量。因此制定出断块注采比保持0.6左右，采取底部高注，中高部位灵活调配的调配思路进行调配。（4）注水培养提液井，及时实施提液稳油。2010年在油井注水见效，动液面得到较好回升的基础上，确立了提液增油的开发思路。梁23块先后采取“调参、检泵时换大泵、下螺杆泵、电泵”四种方式对6口供液充足，沉没度大于400米的油井进行提液，初期共增加日油能力19.6噸。
1、转注初期，水井适当高注促使油井见效；
L23X35、L23-34井08年10-11月相继转注，配注分别是50m3、110m3，断块注采比由0.07提高到0.64，井区注采比为0.74。水井转注一个月后井组周围油井见到不同程度的注水效果，表现为液量、液面上升，含水下降，见效最明显的是L23-11井，动液面由952米↑713米↑519米，上升433米，日液由51.7吨↑70吨，日油由1.6吨↑3.7吨，含水由97.2%↓93.9%，日增油2.1吨。
2、在底部完善后，采取底部适当高注及中高部位低注，以达到提升地层压力，控水稳油的目的。
2010.2月初大修、增注底部两口注水井（L23-2、L109），初期配注分别是150m3，但注水一个多月后，油井在见到注水效果后含水呈上升趋势，自3月中旬，L23-11、L23-131含水呈上升趋势，分别由92.9%↑94.3%，68%↑74%，分析认为底部水井一味盲目放大注水，仍会造成水线推进过快、油井含水上升，为此及时调整底部两口水井注水量，于3.21日将边部水井L23-2、L109配注分别由150m3↓100m3，及中高部位水井L23-34、L23X35控制注水，井区油井含水上升速度得以减缓。
五、开发效果评价
（1）开发指标变好：含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势2012年比2011年下降4.26%，日油水平近三年维持在40t/d，采油速度为0.25%（2）水驱效果得到善；（3）地层压力回升，通过注水，该块的地层能量得到一定程度的提高。
六、认识
（1）老油田开发后期的井网完善工作仍是提高采收率的主要手段；（2）油藏开发后期仍应该重视注水工作；（2）认清注水见效方向，不断优化注采调配方案，可有效提高剩余油动用程度。