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摘 要：王集油田泌242块构造复杂，断裂发育，油层厚度薄，上下叠合较差，1994年发现泌242块，之后对该区块进行了滚动勘探开发评价，到1996年底共完成各类井10口，1997年1月正式投入开发，1998年4月进入正规注水开发，截止2011年7月泌242块共投产油井8口，注水井7口，虽经过多次调整完善，但注采对应差。本文针对王集泌242块目前存在的问题，通过酸化、调剖等措施，改善注采狀况和低效井生产效果水驱动用程度，提高王集泌242块的开发效果。
关键词：复杂断块 注采井网 动用程度 开发效果
一、泌242块基本概况
王集油田泌242块位于泌阳凹陷王集鼻状构造西南翼，断块构造形态主要受两条北东向北正断层控制，整体上地层自南向北抬起，倾向南东，倾角11～23°，呈现北高南低的趋势。断块构造复杂，断裂发育，油层厚度薄，油层类型为断层—岩性复合油藏。泌242块含油面积1.6km2，地质储量80×104t。
泌242块油层分布主要呈以下两个特点：①油层埋藏浅，油层油藏埋深1250-1500m，油层厚度以中、薄层为主。②含油砂体面积小，上下叠合较差，油层受构造、断层和岩性控制，油水关系复杂。
泌242块储层物性中等，平均孔隙度17.6%，平均渗透率0.156 um2，原油密度0.81 g/cm3，地层条件下原油粘度6.55mPa.s，胶质、沥青质含量17.21%，含蜡22.7%，地层水为NaHCO3，氯离子含量为17-825mg/L， 地层水矿化度为7368 mg/L。
二、泌242块开采现状
1.开发历程
1994年部署在泌阳凹陷王集鼻状构造西南翼的预探井泌242试获工业油流，发现泌242块，之后对该区块进行了滚动勘探开发评价，到1996年底共完成各类井10口，1997年1月正式投入开发，共投产开发油井6口，1997年至1998年3月依靠天然能量开发，1998年4月随着E王2、E王3两口井的转注，从而进入正规注水开发阶段。
2.开发指标
截止2012年12月累积产油6.2445万吨，年产油0.2277万吨，累积注水117.178万方，年注水7.0253万方，累积注采比2.33。2012年12月日产油6.2吨，平均单井日产油0.9吨，综合含水91.82%，采油速度0.28%，采出程度7.81%。日注水171方，月注采比2.16。
三、影响泌242块开发效果的因素
1.泌242块注采比高，平面水驱不均衡，部分油井见效差
泌242块目前共有三套开发层系：Ⅰ6、Ⅰ8和Ⅲ1层，主力层为Ⅰ8和Ⅲ1层。
Ⅰ8层目前共有油井6口（泌242、E王1、E王4、E王9、E王20、E王22）和注水井6口（E王2、E王3、E王5、新E王6、E王7、E王21）。
统计Ⅰ8层各注水井的吸水剖面及油井的产出状况可以看出：平面上注水井吸水差异较大，E王7井吸水好，E王2井吸水差，E王3、E王5井不吸水。其中新E王6、E王21井层间吸水差异大。泌242块Ⅰ8层总产液量相对较低，仅为47.9吨；平面上采油能力差异较大：除B242、E王9井产液量高外，其他井产液量均较低。
综合以上分析认为Ⅰ8层：⑴配注注采比明显高于实注注采比，（配注注采比为3.63，实注注采比为2.78）；各注水井之间注采比差异较大。⑵水驱平面不均衡，部分注采井间形成注水“短路”，造成无效循环；部分油井见效差。
Ⅲ1层共有6口油井（泌242、E王1、E王4、E王9、E王10、E王22）和6口水井（E王2、E王3、E王5、新E王6、E王7）。
统计Ⅲ1层各注水井的吸水剖面及油井的产出状况可以看出：平面受效差异较大，水驱平面不均衡，油井产液量差异大。EW22井日液量为21.5吨，而EW4井仅为1.9吨。
2.低效油井比例大，治理难度大
泌242块油井7口，没有产油量大于3吨的油井，产油量在1-3吨的有4口，占总井数的57.1%，产量6.6吨，产油量小于1吨的油井有3口，占总井数的42.9%，产量仅0.3吨，仅占总产量的4.3%。
虽然先后两年对泌242块的低效井进行了多次治理，但效果均不理想。
3.泌242块非主力层动用困难
由于泌242块产状较低，为了提高泌242块产量，改善区块的总体开发形势，同时为了落实其他油层的含油性，分别对E王10、E王20井进行了下返、补孔措施，但是未能取得成功。
4.注水井井下技术状况持续变差，影响开发效果
表2-18 泌242块注水井故障统计
泌242块共有注水井7口， E王6井因套管错断已封井更新王新E王6井， 6口注水井其中2口管外窜槽，1口井套管变形（见表2-18）。虽然对发现注水井井下管外窜已进行了治理，但在2012年再次发现E王3井管外窜槽。
四、改善泌242块开发效果实施的措施
1.对低效油井实施补孔，挖掘老井潜力
虽然泌242块注采井网完善，油水井对应关系较好，但老井产出状况逐渐变差，严重制约了泌242块的开发效果。因此，我们通过对油层的认真分析，对于存在潜力层的低效井采取补孔挖潜措施，有效地提高泌242块的产能，达到改善开发效果的目的，共提出补孔措施两口井：泌242、E王20，累计增油279吨。
2.对高含水油井实施堵水，控制区块含水上升速度
由于泌242块油层单一，开采时间较长，油层基本处于强水淹和弱水淹，只有不断的对现有油层进行调整，才能使油井保持较高的生产水平，2012年共堵水一口井：E王20，累计增油131.1吨。
3.对注水井实施增压注水，改善对应油井的生产效果 新E王6井是E王6井的更新井，对应E王1、E王4、E王10三口采油井。2009年5月2日投注，分为Ⅰ81、2/Ⅲ10两段注水，转注后一直注不进，先后多次洗井吸水状况仍得不到改善，2009年6月17日对该井全井注水层段酸化，酸化几天后又注不进。2010年3月对该井Ⅰ81.2、Ⅲ10层再次进行酸化，酸化后能达到配注。为提高水驱动用程度，2011年5月对该井进行细分注水，将原一级两段注水Ⅰ81、2/Ⅲ10改为两级三段注水Ⅰ81/Ⅰ82/Ⅲ10。之后又注不进。2011年12月对全井酸化，酸化后全井日注水37方，各层段实注0方/22方/15方。2012年5月3日该井吸水量明显下降，日注水14方，该井自投注后已连续酸化多次，酸化有效期短，因此为改善该井吸水状况，给对应油井补充能量，2012年7月5日对该井实施增压注水，见到了一定的效果，对应油井日产油由增注前的0.9吨上升到增注后的1.7吨，含水由96.9%下降到95.6%。
4.加强注水井动态调配力度，改善油井生产效果
在泌242块实施动态调配的原则是：加强动用程度低的非主力层注水，限制动用程度高的主力层注水。2012年泌242块水井动态调配5井次，调配层段6层。其中加强注入2井次3层段，增加注水量10161方；控制注入3井次3层段，降低无效注水7457方。2012年通过对泌242块3口注水井的动态调配，对应4口油井，日产油由3.9吨上升至目前的4.9吨，含水由93.6%下降到91.9%，下降了1.7%，油井的含水上升速度得到了控制。
5.完善注采对应关系，提高水驱控制程度
泌242块各生产井均有注水井与之对应，注采对应关系较好；但由于部分注水井井下技术状况恶化，使之对应的油井生产效果变差。下步可对E王3井进行更新，以完善该区块的注采对应关系。
五、结论及认识
1.挖掘老井潜力对低效实施补孔、释封合采、堵水和动态调配等技术措施，可在一定程度上泌242块目前存在的平面矛盾和层间矛盾，对改善开发效果起到了积极作用。
2.由于泌242区块已进入到高含水开发期，油层非均质更加严重，油水井间形成的短路水状况更加严重，仅靠目前采取的以井筒措施和动态生产参数调配等措施难以有效解决，而目前该区块采出程度仍然较低，还很有潜力可挖，因此下步应转变观念和思路，在继续动态调配的基础上，开展以解决层内平面矛盾，即封堵短路水、增强连通差方向的注水为目的的深部封堵技术措施，实现注入水的深部转向，进一步扩大水驱波及体积，从而进一步提高采出程度，改善開发效果。
关键词：复杂断块 注采井网 动用程度 开发效果
一、泌242块基本概况
王集油田泌242块位于泌阳凹陷王集鼻状构造西南翼，断块构造形态主要受两条北东向北正断层控制，整体上地层自南向北抬起，倾向南东，倾角11～23°，呈现北高南低的趋势。断块构造复杂，断裂发育，油层厚度薄，油层类型为断层—岩性复合油藏。泌242块含油面积1.6km2，地质储量80×104t。
泌242块油层分布主要呈以下两个特点：①油层埋藏浅，油层油藏埋深1250-1500m，油层厚度以中、薄层为主。②含油砂体面积小，上下叠合较差，油层受构造、断层和岩性控制，油水关系复杂。
泌242块储层物性中等，平均孔隙度17.6%，平均渗透率0.156 um2，原油密度0.81 g/cm3，地层条件下原油粘度6.55mPa.s，胶质、沥青质含量17.21%，含蜡22.7%，地层水为NaHCO3，氯离子含量为17-825mg/L， 地层水矿化度为7368 mg/L。
二、泌242块开采现状
1.开发历程
1994年部署在泌阳凹陷王集鼻状构造西南翼的预探井泌242试获工业油流，发现泌242块，之后对该区块进行了滚动勘探开发评价，到1996年底共完成各类井10口，1997年1月正式投入开发，共投产开发油井6口，1997年至1998年3月依靠天然能量开发，1998年4月随着E王2、E王3两口井的转注，从而进入正规注水开发阶段。
2.开发指标
截止2012年12月累积产油6.2445万吨，年产油0.2277万吨，累积注水117.178万方，年注水7.0253万方，累积注采比2.33。2012年12月日产油6.2吨，平均单井日产油0.9吨，综合含水91.82%，采油速度0.28%，采出程度7.81%。日注水171方，月注采比2.16。
三、影响泌242块开发效果的因素
1.泌242块注采比高，平面水驱不均衡，部分油井见效差
泌242块目前共有三套开发层系：Ⅰ6、Ⅰ8和Ⅲ1层，主力层为Ⅰ8和Ⅲ1层。
Ⅰ8层目前共有油井6口（泌242、E王1、E王4、E王9、E王20、E王22）和注水井6口（E王2、E王3、E王5、新E王6、E王7、E王21）。
统计Ⅰ8层各注水井的吸水剖面及油井的产出状况可以看出：平面上注水井吸水差异较大，E王7井吸水好，E王2井吸水差，E王3、E王5井不吸水。其中新E王6、E王21井层间吸水差异大。泌242块Ⅰ8层总产液量相对较低，仅为47.9吨；平面上采油能力差异较大：除B242、E王9井产液量高外，其他井产液量均较低。
综合以上分析认为Ⅰ8层：⑴配注注采比明显高于实注注采比，（配注注采比为3.63，实注注采比为2.78）；各注水井之间注采比差异较大。⑵水驱平面不均衡，部分注采井间形成注水“短路”，造成无效循环；部分油井见效差。
Ⅲ1层共有6口油井（泌242、E王1、E王4、E王9、E王10、E王22）和6口水井（E王2、E王3、E王5、新E王6、E王7）。
统计Ⅲ1层各注水井的吸水剖面及油井的产出状况可以看出：平面受效差异较大，水驱平面不均衡，油井产液量差异大。EW22井日液量为21.5吨，而EW4井仅为1.9吨。
2.低效油井比例大，治理难度大
泌242块油井7口，没有产油量大于3吨的油井，产油量在1-3吨的有4口，占总井数的57.1%，产量6.6吨，产油量小于1吨的油井有3口，占总井数的42.9%，产量仅0.3吨，仅占总产量的4.3%。
虽然先后两年对泌242块的低效井进行了多次治理，但效果均不理想。
3.泌242块非主力层动用困难
由于泌242块产状较低，为了提高泌242块产量，改善区块的总体开发形势，同时为了落实其他油层的含油性，分别对E王10、E王20井进行了下返、补孔措施，但是未能取得成功。
4.注水井井下技术状况持续变差，影响开发效果
表2-18 泌242块注水井故障统计
泌242块共有注水井7口， E王6井因套管错断已封井更新王新E王6井， 6口注水井其中2口管外窜槽，1口井套管变形（见表2-18）。虽然对发现注水井井下管外窜已进行了治理，但在2012年再次发现E王3井管外窜槽。
四、改善泌242块开发效果实施的措施
1.对低效油井实施补孔，挖掘老井潜力
虽然泌242块注采井网完善，油水井对应关系较好，但老井产出状况逐渐变差，严重制约了泌242块的开发效果。因此，我们通过对油层的认真分析，对于存在潜力层的低效井采取补孔挖潜措施，有效地提高泌242块的产能，达到改善开发效果的目的，共提出补孔措施两口井：泌242、E王20，累计增油279吨。
2.对高含水油井实施堵水，控制区块含水上升速度
由于泌242块油层单一，开采时间较长，油层基本处于强水淹和弱水淹，只有不断的对现有油层进行调整，才能使油井保持较高的生产水平，2012年共堵水一口井：E王20，累计增油131.1吨。
3.对注水井实施增压注水，改善对应油井的生产效果 新E王6井是E王6井的更新井，对应E王1、E王4、E王10三口采油井。2009年5月2日投注，分为Ⅰ81、2/Ⅲ10两段注水，转注后一直注不进，先后多次洗井吸水状况仍得不到改善，2009年6月17日对该井全井注水层段酸化，酸化几天后又注不进。2010年3月对该井Ⅰ81.2、Ⅲ10层再次进行酸化，酸化后能达到配注。为提高水驱动用程度，2011年5月对该井进行细分注水，将原一级两段注水Ⅰ81、2/Ⅲ10改为两级三段注水Ⅰ81/Ⅰ82/Ⅲ10。之后又注不进。2011年12月对全井酸化，酸化后全井日注水37方，各层段实注0方/22方/15方。2012年5月3日该井吸水量明显下降，日注水14方，该井自投注后已连续酸化多次，酸化有效期短，因此为改善该井吸水状况，给对应油井补充能量，2012年7月5日对该井实施增压注水，见到了一定的效果，对应油井日产油由增注前的0.9吨上升到增注后的1.7吨，含水由96.9%下降到95.6%。
4.加强注水井动态调配力度，改善油井生产效果
在泌242块实施动态调配的原则是：加强动用程度低的非主力层注水，限制动用程度高的主力层注水。2012年泌242块水井动态调配5井次，调配层段6层。其中加强注入2井次3层段，增加注水量10161方；控制注入3井次3层段，降低无效注水7457方。2012年通过对泌242块3口注水井的动态调配，对应4口油井，日产油由3.9吨上升至目前的4.9吨，含水由93.6%下降到91.9%，下降了1.7%，油井的含水上升速度得到了控制。
5.完善注采对应关系，提高水驱控制程度
泌242块各生产井均有注水井与之对应，注采对应关系较好；但由于部分注水井井下技术状况恶化，使之对应的油井生产效果变差。下步可对E王3井进行更新，以完善该区块的注采对应关系。
五、结论及认识
1.挖掘老井潜力对低效实施补孔、释封合采、堵水和动态调配等技术措施，可在一定程度上泌242块目前存在的平面矛盾和层间矛盾，对改善开发效果起到了积极作用。
2.由于泌242区块已进入到高含水开发期，油层非均质更加严重，油水井间形成的短路水状况更加严重，仅靠目前采取的以井筒措施和动态生产参数调配等措施难以有效解决，而目前该区块采出程度仍然较低，还很有潜力可挖，因此下步应转变观念和思路，在继续动态调配的基础上，开展以解决层内平面矛盾，即封堵短路水、增强连通差方向的注水为目的的深部封堵技术措施，实现注入水的深部转向，进一步扩大水驱波及体积，从而进一步提高采出程度，改善開发效果。