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[摘 要]油田开发进入高含水后期，水驱油藏开发面临着新增可采储量不断减少、特高含水井数持续增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益变差等诸多不利因素。为了更好地提高采收率，提高三次加密新井的产能，本文论述了对某推广区块综合调整方案的认识，探讨了如何减缓产量递减的问题。
[关键词]精细调整 综合调整方案 产量不降
中图分类号：Y58 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0375-01
一、概况
（1）油水井生产情况
某区块共有油水井327口，其中采油井219口，注水井108口。
2013年12月，该区块采油井开井215口，日产液5411t，日产油448t，综合含水91.72%，流压3.55MPa，累积产油1131.37×104t；注水井开井99口，日注水量6464m3，平均单井划分层4.0个注水层段，平均单层段注水21.97m3/d，累积注水5059.11×104m3，2013年水平自然递减4.69%，地层压力10.0MPa。
（2）区块目前现状
从注采现状来看，水驱储量控制程度较低，全区为0.71，具有一定的注采系统调整潜力。
从注水现状来看，2013年12月，注水井108口，其中分层井99口。分注率达到了91.67%，分层注水合格率为90.69%。从连续三次以上吸水厚度情况看出，目前该区块砂岩和有效吸水厚度比例分别为60.9%、65.3%，从分井网上看，砂岩吸水比例最高的是基础井网，而二三次调整井网则最低。
从采油井现状来看，统计该区块70口井环空测试资料，出液砂岩、有效比例为63.42%和68.23%，出液层含水88.50%，出液强度2.04t/d.m。从分井网分油层组来看，一次调整井网中葡I组含水级别最高，萨III组含水级别最低，二三次加密井网萨II组含水级别最高，葡I组次之。
统计该区块各项资料，经过分析，目前未射孔的3854个低未水淹层中动用差的有2136个层，已经动用的有800个层，未动用的918个层是下一步措施挖潜的主要对象。
二、油水井各类方案制定、执行情况
（1）该区块主要方案及执行情况
2013年以来，计划实施调整工作量180井次，截止到6月底，已经实施完124井次。
结合多学科研究成果，寻找油井剩余油潜力，不断完善注采关系，进行以油水井补孔和压裂为主的措施调整
一是为了完善窄小河道砂注采关系，缩小薄差油层注采井距，对油井实施补孔措施。2014年，补孔12口井，平均补开砂岩厚度15.5m，有效厚度3.7m，前后对比，日产液量上升了158t；日产油量上升了31.8t；综合含水下降了3.9个百分点；平均流压由上升了0.51MPa，平均单井日增液14.4t，日增油2.9t。油井措施后，注水井进行了方案调整，日实注增加138m3，目前仍达到日增油31.1t的效果。
二是对油层动用差、地层压力高、有一定剩余可采储量的油井实施压裂改造措施，提高油层动用厚度，改善油田开发效果。2014年，实施油井压裂5口井，其中3口井因出现套损等情况未完全执行压裂方案，统计其余2口井，平均压裂砂岩厚度6.4m，有效厚度1.6m，前后对比，日产液量上升了18t；日产油量上升了4.2t；综合含水下降了1.7个百分点；平均流压下降了0.09MPa，平均单井日增液9t，日增油2.1t。油井措施后，注水井进行了方案调整，日实注增加44m3，目前仍达到日增油4.0t的效果。
结合“三提三控一稳”调整思路，对注水井实施测试调整，重点针对以往措施井和地层压力较低的井区
2014年上半年，该区块测试调整分两批执行：第一批是执行综合调整方案，执行13口井，日实注增加53m3；第二批因考虑到该区块的注水量高于运行曲线，执行以减水为主的注水方案，制定方案25口井，从4月份开始，已执行完17口井，日实注减少431m3。
近两年该区块进行注水方案调整后，地层压力有所回升。同井号对比地层压力38口井，2014年与2013年对比，地层压力上升了0.30MPa，从压力分级情况来看，压力分布更加趋于合理。
继续优化层段组合，缩小层间差异，进行注水井细分调整
按照“656”细分调整原则，结合实际情况。2014年进行注水井细分调整30口井，注水层段数增加了53个，日实注增加150m3。
统计前后单次有同位素资料的13口井，层数、砂岩及有效吸水比例分别提高了10.4、12.7和8.2个百分点。
三.取得的效果和认识
（1）开发形势变好
2014年上半年该区块总的油田开发形势是：受钻关恢复及注水方案调整及新井注水时率、措施增注影响油田注水量有所上升，地层压力上升，受措施增产、注水受效影响产油量保持稳定。
2014年上半年，受钻关恢复、细分调整及注水方案调整影响使得阶段注水量上升
2014年上半年该区块平均日注水量为6433m3，与去年对比，增加647m3。受控水方案及吸水能力下降的影响，水平注水量有所下降。
注水量增加主要有以下四个方面的原因：
一是钻关恢复12口井，日注水量增加135m3；二是上年新井6口井，日注水量增加213m3；三是注水井细分、测试调整31口井，日注水量增加482m3；四是措施增注7口井，日注水量增加134m3。
注水量减少有以下三个方面的原因：
一是方案下调8口井，日影响注水量115m3；二是时率影响6口井，日均影响注水量102m3；三是吸水能力下降2口井，日均影响注水量51m3。
同井号地层压力对比38口井，由2013年到2014年上半年回升了0.30MPa。
2014年上半年，措施增产、注水受效弥补了含水上升、供液变差、泵况变差的影响，使得该区块产油量保持稳定
2014年6月份，油井开井210口，日产液量5450t，日产油量460t，综合含水91.56%，平均流压3.86MPa，与去年12月份对比，日产液量上升41t，日产油量上升12t，综合含水下降0.16个百分点，平均流压上升0.31MPa。
（2）取得的阶段性调整效果
一是连续两年产量、注水量保持了稳定。区块的自然递减由2012年至今分别为13.03%、4.69%、1.70%，产量保持了稳定，注水量也没有大的变化，维持在5930m3左右。
二是油层动用厚度提高。通过油井补孔，层数、砂岩及有效的出液比例分别提高了7.81、9.01和6.19个百分点。因注水井细分及测试调整、调剖等措施，层数、砂岩及有效的出液比例分别提高了7.03、7.04和4.99个百分点。油层动用厚度较调整前都有所提高。
三是地层压力不均衡的矛盾得到缓解，压力分布更加趋于合理。经过调整后，高压层、低压层比例不断减少。
（3）认识
一是通过油水井补孔完善注采关系，提高水驱控制程度，有效减缓产量递减和控制含水上升速度。
二是通过精细注水方案调整，缩小层间差异，使压力分布趋于合理。
三是通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。
[关键词]精细调整 综合调整方案 产量不降
中图分类号：Y58 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0375-01
一、概况
（1）油水井生产情况
某区块共有油水井327口，其中采油井219口，注水井108口。
2013年12月，该区块采油井开井215口，日产液5411t，日产油448t，综合含水91.72%，流压3.55MPa，累积产油1131.37×104t；注水井开井99口，日注水量6464m3，平均单井划分层4.0个注水层段，平均单层段注水21.97m3/d，累积注水5059.11×104m3，2013年水平自然递减4.69%，地层压力10.0MPa。
（2）区块目前现状
从注采现状来看，水驱储量控制程度较低，全区为0.71，具有一定的注采系统调整潜力。
从注水现状来看，2013年12月，注水井108口，其中分层井99口。分注率达到了91.67%，分层注水合格率为90.69%。从连续三次以上吸水厚度情况看出，目前该区块砂岩和有效吸水厚度比例分别为60.9%、65.3%，从分井网上看，砂岩吸水比例最高的是基础井网，而二三次调整井网则最低。
从采油井现状来看，统计该区块70口井环空测试资料，出液砂岩、有效比例为63.42%和68.23%，出液层含水88.50%，出液强度2.04t/d.m。从分井网分油层组来看，一次调整井网中葡I组含水级别最高，萨III组含水级别最低，二三次加密井网萨II组含水级别最高，葡I组次之。
统计该区块各项资料，经过分析，目前未射孔的3854个低未水淹层中动用差的有2136个层，已经动用的有800个层，未动用的918个层是下一步措施挖潜的主要对象。
二、油水井各类方案制定、执行情况
（1）该区块主要方案及执行情况
2013年以来，计划实施调整工作量180井次，截止到6月底，已经实施完124井次。
结合多学科研究成果，寻找油井剩余油潜力，不断完善注采关系，进行以油水井补孔和压裂为主的措施调整
一是为了完善窄小河道砂注采关系，缩小薄差油层注采井距，对油井实施补孔措施。2014年，补孔12口井，平均补开砂岩厚度15.5m，有效厚度3.7m，前后对比，日产液量上升了158t；日产油量上升了31.8t；综合含水下降了3.9个百分点；平均流压由上升了0.51MPa，平均单井日增液14.4t，日增油2.9t。油井措施后，注水井进行了方案调整，日实注增加138m3，目前仍达到日增油31.1t的效果。
二是对油层动用差、地层压力高、有一定剩余可采储量的油井实施压裂改造措施，提高油层动用厚度，改善油田开发效果。2014年，实施油井压裂5口井，其中3口井因出现套损等情况未完全执行压裂方案，统计其余2口井，平均压裂砂岩厚度6.4m，有效厚度1.6m，前后对比，日产液量上升了18t；日产油量上升了4.2t；综合含水下降了1.7个百分点；平均流压下降了0.09MPa，平均单井日增液9t，日增油2.1t。油井措施后，注水井进行了方案调整，日实注增加44m3，目前仍达到日增油4.0t的效果。
结合“三提三控一稳”调整思路，对注水井实施测试调整，重点针对以往措施井和地层压力较低的井区
2014年上半年，该区块测试调整分两批执行：第一批是执行综合调整方案，执行13口井，日实注增加53m3；第二批因考虑到该区块的注水量高于运行曲线，执行以减水为主的注水方案，制定方案25口井，从4月份开始，已执行完17口井，日实注减少431m3。
近两年该区块进行注水方案调整后，地层压力有所回升。同井号对比地层压力38口井，2014年与2013年对比，地层压力上升了0.30MPa，从压力分级情况来看，压力分布更加趋于合理。
继续优化层段组合，缩小层间差异，进行注水井细分调整
按照“656”细分调整原则，结合实际情况。2014年进行注水井细分调整30口井，注水层段数增加了53个，日实注增加150m3。
统计前后单次有同位素资料的13口井，层数、砂岩及有效吸水比例分别提高了10.4、12.7和8.2个百分点。
三.取得的效果和认识
（1）开发形势变好
2014年上半年该区块总的油田开发形势是：受钻关恢复及注水方案调整及新井注水时率、措施增注影响油田注水量有所上升，地层压力上升，受措施增产、注水受效影响产油量保持稳定。
2014年上半年，受钻关恢复、细分调整及注水方案调整影响使得阶段注水量上升
2014年上半年该区块平均日注水量为6433m3，与去年对比，增加647m3。受控水方案及吸水能力下降的影响，水平注水量有所下降。
注水量增加主要有以下四个方面的原因：
一是钻关恢复12口井，日注水量增加135m3；二是上年新井6口井，日注水量增加213m3；三是注水井细分、测试调整31口井，日注水量增加482m3；四是措施增注7口井，日注水量增加134m3。
注水量减少有以下三个方面的原因：
一是方案下调8口井，日影响注水量115m3；二是时率影响6口井，日均影响注水量102m3；三是吸水能力下降2口井，日均影响注水量51m3。
同井号地层压力对比38口井，由2013年到2014年上半年回升了0.30MPa。
2014年上半年，措施增产、注水受效弥补了含水上升、供液变差、泵况变差的影响，使得该区块产油量保持稳定
2014年6月份，油井开井210口，日产液量5450t，日产油量460t，综合含水91.56%，平均流压3.86MPa，与去年12月份对比，日产液量上升41t，日产油量上升12t，综合含水下降0.16个百分点，平均流压上升0.31MPa。
（2）取得的阶段性调整效果
一是连续两年产量、注水量保持了稳定。区块的自然递减由2012年至今分别为13.03%、4.69%、1.70%，产量保持了稳定，注水量也没有大的变化，维持在5930m3左右。
二是油层动用厚度提高。通过油井补孔，层数、砂岩及有效的出液比例分别提高了7.81、9.01和6.19个百分点。因注水井细分及测试调整、调剖等措施，层数、砂岩及有效的出液比例分别提高了7.03、7.04和4.99个百分点。油层动用厚度较调整前都有所提高。
三是地层压力不均衡的矛盾得到缓解，压力分布更加趋于合理。经过调整后，高压层、低压层比例不断减少。
（3）认识
一是通过油水井补孔完善注采关系，提高水驱控制程度，有效减缓产量递减和控制含水上升速度。
二是通过精细注水方案调整，缩小层间差异，使压力分布趋于合理。
三是通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。