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摘 要：林樊家油田历经20余年的开发，目前已进入中高含水开发期，含水上升速度加快、老井递减加大，持续稳产风险较大。针对开发现状，滨南采油管理一区牢固树立“资源有限，创新无限”的理念，坚持“精注每滴水，细采每吨油”，优化管理方式，加大基础管理力度，使老油田开发创出新水平。
关键词：出砂水驱油藏;管理模式;井网完善;基础管理;动态调配
一、油藏基本概况
林樊家油田属于滨南采油厂采油管理一区管理，动用含油面积39.2平方千米，地质储量3090万吨，可采储量526万吨，主要开发层系为馆陶组、孔店组，油层中深1020米左右，原油粘度在700-800毫帕.秒之间，有效厚度一般在2-6米，是一典型薄层、出砂、常规稠油水驱油藏。自1986年投入开发，主要经历了弹性开发、井网完善、产量递减、综合治理四个开发阶段。目前开油井234口，日产液量3400吨，日产油量920吨，累采油478万吨;开水井113口，日注水平2985立方米，累注水1124立方米;累注采比0.9，采出程度15.64%，采油速度1.07%。
二、开发中存在问题
林樊家油田历经20余年的开发，制约油藏发展的问题和矛盾逐渐暴露。
（一）现有的管理理念制约油田的发展
油藏开发管理不同程度存在着“重油轻水”的思想，水井利用率低导致油田采收率降低;日常生产中存在着“重地面轻地下”的思想，导致地面与油藏管理脱节。
（二）停产停注井多，井网完善程度差
由于油层胶结疏松，出砂严重，油水流度比高，渗透率级差大，平面矛盾突出等“先天不足”，防砂失效井和套损井日益增多，注采井网不完善，注采对应率下降，储量控制程度低。
（三）笼统注水导致层间矛盾突出
林樊家油田局部井区储层非均质性严重，渗透率极差大，长期的笼统注水使油层动用不均衡，导致层间矛盾突出，水线突进，水淹加剧。
三、治理对策及实施效果
立足“资源有限，创新无限”的理念，坚持“以水为先、以网控油、以水为重、精细注采、效益开发”的管理模式，优化管理方式，提高开发效益。
（一）转变管理理念，提升油藏管理意识
一是深化“油水并重”理念。及时调整思路，坚持“精注每滴水，细采每吨油”，象对待原油产量一样重视注水。二是深化地面、地质、工艺、效益“四维一体”理念。在做好地面日常管理的基础上，强化地质基础管理和工艺创新，实现地面、油藏与经济效益的有机融合。
（二）强化井网完善，筑牢油藏开发根基
在局部储量失控区，实施新井投注、老井转注、扶停产停注井、更新侧钻、攻欠增注，“补”好受损网，恢复控制储量，提高注采对应率。
1.扶停产停注井，“补”好受损井网
在局部储量失控区，应用成熟工艺技术、强化地面配套建设，实施油井大修防砂扶停，水井更新侧钻、攻欠增注完善注采井网。2014年以来油井大修防砂15口，共计日增油65吨，累计增油8622吨;水井投注2口，侧钻、大修、防砂21口，查管24井次，共计日增注965立方米，累增注9756立方米，新增、恢复水驱储量390万吨。
2.实施油井转注，改善水驱效果
树立高产井“舍得”转注意识，明确 “找油先找水”思路，严格落实转注方案，提高单元长期稳产开发效果。今年共实施老井转注3口，日增注80立方米，增加水驱储量42万吨，对应13口油井，井组产能均呈现稳升趋势。
通过强化井网管理，林樊家油田注采对应率达到90.2%，井网控制程度达到94%，水驱储量动用程度达到90%。
（三）强化分层注水，深挖油藏层间潜力
树立“每口水井都需分注，每口分注井都需要进一步细分”理念，在工艺上实施分层注水，管理上及时测调，充分挖掘井间、层间剩余油。
1.加大分注力度，提高水井分注率
针对笼统注水导致层间矛盾突出，水淹加剧的开发现状，在去年分注的基础上，今年优选20个井组进行分层系注水，日增液197.3t，日增油40.3t，累计增油3562 t，到目前全油田共实施分注井29口，分注率由去年的 8.7%提高到了26.9%。
2.及时实施测调，提高层段合格率
在提高水井分注率的同时，管理上及时做好分注井的调配和测调工作，确保井组产量稳升。与去年相比测试井数由7口上升到17口井，层段合格率由63%上升到84.6%。
（四） 强化注采协调，改善油藏水驱效果
在井网完善的基础上，强化井组和单井管理，实现向工艺创新和注采管理要产量、要效益的目标。
1.强化基础管理，平稳注水系统压力
针对油层易激动出砂，围绕“不超注”，配备精密小量程水表和自动调节流程;围绕“不欠注”，采取洗井降低油压、酸化解堵、增压注水;强化注水流程管理，对结垢干线、分水器、单井管线进行酸化或更新、柱塞泵升级;实施“三定三保”设备运行保养制度;定时开展水质检验，确保水质清洁。满足了薄层出砂水驱油藏的开发需要。
2.科学动态调配，实现井组控水稳油
充分运用监测资料，根据每个井组的开采特征，合理优化配注量和产液量，实施“扩、调、提、控、稳”五字调配法，平面分区，纵向分层，水井调配，油井调参引效，全方位控制水线方向，实现井组控水稳油。共调配31井次，油井参数优化15口，效果明显井组13个， 日增油81.4吨，累增油3493吨。
3.强化“一井一策”管理，提高单井管理水平
树立“效益优先”的油藏经营理念，围绕油井挖潜增效，为每一口井量身定制管理对策。
以林2-09井为例：该井对应4口水井，注采井网完善。在今年3月份发现该井液量下降，动液面下降，通过含砂化验发现该井含砂量由0.5‰升至2.3‰。我们对其采取了下调生产参数、控制采液强度的措施，将冲次由2.5次/分下调至1.5次/分，出砂现象得到有效控制，日液由22.2吨上升至29.3吨，日油由5.1吨升至7.0吨，动液面712米恢复到了464米，延长了生产周期，确保了稳产。
（五）措施效果
通过转变管理理念，精细注采管理，实现了林樊家油田采收率和储量动用率的双提高。原油产量从2001年的6.7万吨升至2014年的28.9万吨，开创了连续13年稳升的良好开发局面，为薄层出砂水驱油藏的开发管理探索出了一条新途径。
参考文献：
[1]张琪.采油工程原理与设计，2004.5.
[2]戴启德，黄玉杰.油田开发地质学， 2002，6.
关键词：出砂水驱油藏;管理模式;井网完善;基础管理;动态调配
一、油藏基本概况
林樊家油田属于滨南采油厂采油管理一区管理，动用含油面积39.2平方千米，地质储量3090万吨，可采储量526万吨，主要开发层系为馆陶组、孔店组，油层中深1020米左右，原油粘度在700-800毫帕.秒之间，有效厚度一般在2-6米，是一典型薄层、出砂、常规稠油水驱油藏。自1986年投入开发，主要经历了弹性开发、井网完善、产量递减、综合治理四个开发阶段。目前开油井234口，日产液量3400吨，日产油量920吨，累采油478万吨;开水井113口，日注水平2985立方米，累注水1124立方米;累注采比0.9，采出程度15.64%，采油速度1.07%。
二、开发中存在问题
林樊家油田历经20余年的开发，制约油藏发展的问题和矛盾逐渐暴露。
（一）现有的管理理念制约油田的发展
油藏开发管理不同程度存在着“重油轻水”的思想，水井利用率低导致油田采收率降低;日常生产中存在着“重地面轻地下”的思想，导致地面与油藏管理脱节。
（二）停产停注井多，井网完善程度差
由于油层胶结疏松，出砂严重，油水流度比高，渗透率级差大，平面矛盾突出等“先天不足”，防砂失效井和套损井日益增多，注采井网不完善，注采对应率下降，储量控制程度低。
（三）笼统注水导致层间矛盾突出
林樊家油田局部井区储层非均质性严重，渗透率极差大，长期的笼统注水使油层动用不均衡，导致层间矛盾突出，水线突进，水淹加剧。
三、治理对策及实施效果
立足“资源有限，创新无限”的理念，坚持“以水为先、以网控油、以水为重、精细注采、效益开发”的管理模式，优化管理方式，提高开发效益。
（一）转变管理理念，提升油藏管理意识
一是深化“油水并重”理念。及时调整思路，坚持“精注每滴水，细采每吨油”，象对待原油产量一样重视注水。二是深化地面、地质、工艺、效益“四维一体”理念。在做好地面日常管理的基础上，强化地质基础管理和工艺创新，实现地面、油藏与经济效益的有机融合。
（二）强化井网完善，筑牢油藏开发根基
在局部储量失控区，实施新井投注、老井转注、扶停产停注井、更新侧钻、攻欠增注，“补”好受损网，恢复控制储量，提高注采对应率。
1.扶停产停注井，“补”好受损井网
在局部储量失控区，应用成熟工艺技术、强化地面配套建设，实施油井大修防砂扶停，水井更新侧钻、攻欠增注完善注采井网。2014年以来油井大修防砂15口，共计日增油65吨，累计增油8622吨;水井投注2口，侧钻、大修、防砂21口，查管24井次，共计日增注965立方米，累增注9756立方米，新增、恢复水驱储量390万吨。
2.实施油井转注，改善水驱效果
树立高产井“舍得”转注意识，明确 “找油先找水”思路，严格落实转注方案，提高单元长期稳产开发效果。今年共实施老井转注3口，日增注80立方米，增加水驱储量42万吨，对应13口油井，井组产能均呈现稳升趋势。
通过强化井网管理，林樊家油田注采对应率达到90.2%，井网控制程度达到94%，水驱储量动用程度达到90%。
（三）强化分层注水，深挖油藏层间潜力
树立“每口水井都需分注，每口分注井都需要进一步细分”理念，在工艺上实施分层注水，管理上及时测调，充分挖掘井间、层间剩余油。
1.加大分注力度，提高水井分注率
针对笼统注水导致层间矛盾突出，水淹加剧的开发现状，在去年分注的基础上，今年优选20个井组进行分层系注水，日增液197.3t，日增油40.3t，累计增油3562 t，到目前全油田共实施分注井29口，分注率由去年的 8.7%提高到了26.9%。
2.及时实施测调，提高层段合格率
在提高水井分注率的同时，管理上及时做好分注井的调配和测调工作，确保井组产量稳升。与去年相比测试井数由7口上升到17口井，层段合格率由63%上升到84.6%。
（四） 强化注采协调，改善油藏水驱效果
在井网完善的基础上，强化井组和单井管理，实现向工艺创新和注采管理要产量、要效益的目标。
1.强化基础管理，平稳注水系统压力
针对油层易激动出砂，围绕“不超注”，配备精密小量程水表和自动调节流程;围绕“不欠注”，采取洗井降低油压、酸化解堵、增压注水;强化注水流程管理，对结垢干线、分水器、单井管线进行酸化或更新、柱塞泵升级;实施“三定三保”设备运行保养制度;定时开展水质检验，确保水质清洁。满足了薄层出砂水驱油藏的开发需要。
2.科学动态调配，实现井组控水稳油
充分运用监测资料，根据每个井组的开采特征，合理优化配注量和产液量，实施“扩、调、提、控、稳”五字调配法，平面分区，纵向分层，水井调配，油井调参引效，全方位控制水线方向，实现井组控水稳油。共调配31井次，油井参数优化15口，效果明显井组13个， 日增油81.4吨，累增油3493吨。
3.强化“一井一策”管理，提高单井管理水平
树立“效益优先”的油藏经营理念，围绕油井挖潜增效，为每一口井量身定制管理对策。
以林2-09井为例：该井对应4口水井，注采井网完善。在今年3月份发现该井液量下降，动液面下降，通过含砂化验发现该井含砂量由0.5‰升至2.3‰。我们对其采取了下调生产参数、控制采液强度的措施，将冲次由2.5次/分下调至1.5次/分，出砂现象得到有效控制，日液由22.2吨上升至29.3吨，日油由5.1吨升至7.0吨，动液面712米恢复到了464米，延长了生产周期，确保了稳产。
（五）措施效果
通过转变管理理念，精细注采管理，实现了林樊家油田采收率和储量动用率的双提高。原油产量从2001年的6.7万吨升至2014年的28.9万吨，开创了连续13年稳升的良好开发局面，为薄层出砂水驱油藏的开发管理探索出了一条新途径。
参考文献：
[1]张琪.采油工程原理与设计，2004.5.
[2]戴启德，黄玉杰.油田开发地质学， 2002，6.