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【摘要】25-37排萨尔图高台子油层1986年投入开发,经过近30年的开采,开发效果逐年变差,为了改善区块开发效果,提高最终采收率,必须寻找新的开发方式。精细注水是指在通过精细地质研究，搞清各个方向吸水差异，确定剩余油分布的情况下，进行精细注采系统调整，在此基础上再进行精细跟踪调整。目标是追求更高的水驱控制程度和驱油效率。在油井上采取有针对性的压裂补孔等措施提高产油降低含水，改变地下渗流方向。采取全井周期注水或者偏调细分层调化学调剖，通过这些调整适时匹配新老注水井注水强度。
【关键词】精细注水；油井措施；动态分析；开发效果评价
一、基本概况
龙虎泡油田区域位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县境内，构造位置位于松辽盆地中央凹陷区齐家—古龙凹陷西侧、龙虎泡—红岗阶地北端三级背斜构造中部。龙29-16井组位于龙虎泡油田主体龙25-37排加密井区中部，1986年4-8月投产，开发初期采用300m×300m井距正方形井网；1988年8月转为注水开发，主要开采中渗透的萨尔图、葡萄花和致密的高台子油层的11个小层（其中小片席状砂6个，条带砂4个，透镜体1个），射开砂岩厚度11.2m，有效厚度5.2m；井组平均单井射开个小层17.9个，射开砂岩厚度26.6m，有效厚度7.5m，井组控制储量61.77×104t。目前井组共有8口油井，5口水井，日产液119.5t，日产油9.9t，综合含水91.8%，日注水68m3；截止到目前累计注水50.3879×104m3，累计产油27.4513×104t，采出程度44.44%，比龍虎泡油田主体36.58%高7.86个百分点，属于高效开发井组。
二、井组开发简介及开发矛盾
龙29-16井组于1986年4-8月投产，初期依靠天然能量开发，通过压裂保证井组产能，充分利用天然能量，合理推迟转注时间，使井组一次采收率达到6.56%，高于预测2.76个百分点。1988年8月转入注水开发，采取反九点法井网的注水方式，通过水井分层、细分、压裂缓解层间矛盾，油井压裂缓解平面矛盾，促进了井组各层均衡动用，但反九点法井网油水井数比例高，平面矛盾突出，油井间存在注水控制不到的剩余油。2004年根据精细油藏描述和数值模拟研究成果，在剩余油分布集中的油井排与油井列间加密4口井，使剩余油得到了较好动用。但加密后油水井数比进一步提高，由2.8:1上升到3.8:1；水井负担重的矛盾进一步加剧，地层压力进一步下降，井组开发效果变差，仅依靠注水方案调整的方式难以协调控制含水与保持供液能力的矛盾。2007年10月进行注采系统调整，转注4口井，形成行列为主的不规则注水井网，转注后注采比提高，地层压力回升，由11.42MPa回升到11.95Mpa，油井供液能力增强，日产液由140.6t上升到150.9t。但注采系统调整后，老注水井注水强度大、部分层水淹程度高，新注水井层间矛盾突出，受效程度差、受效层位单一，部分井受效后含水上升快，液面高上升快，致使注采系统调整后井组综合含水始终居高不下。
三、精细注水调整及效果
针对以上问题，开展了以精细注水为主结合措施的调整方式，使井组高含水后期的开发形式好转，井组开发效果得到改善。
1、新老注水井间对应调整，配合油井措施，缓解层间、平面矛盾
2010年针对井组主要受老注水井影响的情况，我们加大了新老注水井的对应调整，对老注水井龙29-16井实施周期注水关井；对4口新注水井井适当提高注水促进受效；同时为发挥注水调整效果，对龙31-16井老方向水淹程度低、新方向吸水较好小层的SⅡ1、SⅡ3-4-SⅡ5、SⅡ8、SⅢ8进行压裂，对水淹程度高的SⅠ3-4+5层封堵，减少层间干扰。措施前日产液24.4t，日产油0.5t，综合含水97.8%，措施后日产液3.7t，日产油0.2t，综合含水94.4%，取得了明显的稳油控水效果；而在龙31-16井封堵主要见水层SⅠ3-4+5后，周围龙27-16井SⅠ2-3小层产液由0.7t增加到7.2t，产油由0.1t增加到1.3t，井组的平面矛盾得到很好的调整。通过以上新老注水井对应调整结合油井措施，井组的含水上升速度减缓，开发效果得到有效的改善。
2、油井间措施互补与水井细分结合，充分挖掘小层潜力
2011年在注水井细分基础上，在油井措施上我们加强了小层内各井点的措施互补，充分挖掘小层剩余油潜力，使井组的平面矛盾得到进一步的调整，井组开发形式进一步改善。首先对老注水井龙29-16井大修后进行细分，细分后吸水层数由4个增加到6个,吸水砂岩厚度由4.0m增加到6.2m,有效厚度由1.4m增加到2.8m,低效注水的SⅡ3层吸水得到控制，SⅠ1、SⅠ32层注水得到加强。之后对龙27-15井物性较好、有一定注水能量补充的SⅠ3-SⅠ4+5进行补孔压裂，同时对龙31-17井的主要见水层SⅠ2-SⅡ3进行堵水；这样井组在SⅠ3小层上形成老水井细分加强、新注水井新方向促受效、油井一补压一堵的综合调整措施，使井组的平面矛盾得到进一步的调整，充分挖潜了小层潜力，井组开发形式进一步改善。
3、新注水井细分与油井提液相结合，充分发挥井组产能
随着新转注井层调促进全面受效，老注水井细分加强差层注水，油井压裂、堵水、补孔的措施互补，井组的平面矛盾和层间矛盾得到一定的缓解，周围油井进一步受效，供液能力有所提高，而新转注井主要吸水层也逐步的见水，周围油井含水上升速度加快。2011年年底在新转注井层段调整促进各层各方向均衡动用的基础上，对2口（龙29-15、龙29-17）进一步细分，细分加强SⅠ4+5-SⅡ2、SⅢ4-5-PⅠ11-12和SⅠ4+5-SⅡ3层动用，停注主力层注水，控制周围油井含水上升速度；并且结合水井细分和供液能力的变化，在油井措施潜力小的情况下，通过油井提液的方式降低井底流压，减少层间干扰；调大参数3口井，龙31-16井2011年12月23日调大冲次由4n/min调到6n/min，龙31-17井2011年12月23日调大冲次由5n/min调到9n/min，龙27-16井2011年12月23日调大冲次由6n/mi调到7n/min，调参后油井动液面下降爱，油井的自身产能得到充分发挥，井组开发效果得到改善。
四、存在问题及下步建议
1、目前井组水井龙27-151经过多次细分调整，还存在一些不吸水层，没得到有效动用，建议今后通过层段调整，实现剩余油的动用。
由于现有方案下有一些层段不吸水，建议单卡SII1-12和SIII7-PI1.2并且加强注水，配注10方，其它层段在原配注的基础上降低配注或停注。
2、目前井组内油井龙31-16地面参数已调至最大，但液面只抽到507m仍然很高，建议下步对龙31-16井进行换大泵，进一步发挥单井产能。
五、认识
1、新老注水井注水合理匹配是井组控制含水上升、减缓递减，保持稳产的关键；
2、高含水阶段通过细分调整，可以有效挖掘剩余油，提高采收率；
3、层间压堵结合、平面上压堵补结合，这种措施互补可有效缓解层间和平面矛盾。
参考文献
[1]李迎九.关于油田精细化注水的思考.石油科技论坛,2007.4
[2]王建华.精细分层注水技术研究.油所井测试,2011.4
【关键词】精细注水；油井措施；动态分析；开发效果评价
一、基本概况
龙虎泡油田区域位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县境内，构造位置位于松辽盆地中央凹陷区齐家—古龙凹陷西侧、龙虎泡—红岗阶地北端三级背斜构造中部。龙29-16井组位于龙虎泡油田主体龙25-37排加密井区中部，1986年4-8月投产，开发初期采用300m×300m井距正方形井网；1988年8月转为注水开发，主要开采中渗透的萨尔图、葡萄花和致密的高台子油层的11个小层（其中小片席状砂6个，条带砂4个，透镜体1个），射开砂岩厚度11.2m，有效厚度5.2m；井组平均单井射开个小层17.9个，射开砂岩厚度26.6m，有效厚度7.5m，井组控制储量61.77×104t。目前井组共有8口油井，5口水井，日产液119.5t，日产油9.9t，综合含水91.8%，日注水68m3；截止到目前累计注水50.3879×104m3，累计产油27.4513×104t，采出程度44.44%，比龍虎泡油田主体36.58%高7.86个百分点，属于高效开发井组。
二、井组开发简介及开发矛盾
龙29-16井组于1986年4-8月投产，初期依靠天然能量开发，通过压裂保证井组产能，充分利用天然能量，合理推迟转注时间，使井组一次采收率达到6.56%，高于预测2.76个百分点。1988年8月转入注水开发，采取反九点法井网的注水方式，通过水井分层、细分、压裂缓解层间矛盾，油井压裂缓解平面矛盾，促进了井组各层均衡动用，但反九点法井网油水井数比例高，平面矛盾突出，油井间存在注水控制不到的剩余油。2004年根据精细油藏描述和数值模拟研究成果，在剩余油分布集中的油井排与油井列间加密4口井，使剩余油得到了较好动用。但加密后油水井数比进一步提高，由2.8:1上升到3.8:1；水井负担重的矛盾进一步加剧，地层压力进一步下降，井组开发效果变差，仅依靠注水方案调整的方式难以协调控制含水与保持供液能力的矛盾。2007年10月进行注采系统调整，转注4口井，形成行列为主的不规则注水井网，转注后注采比提高，地层压力回升，由11.42MPa回升到11.95Mpa，油井供液能力增强，日产液由140.6t上升到150.9t。但注采系统调整后，老注水井注水强度大、部分层水淹程度高，新注水井层间矛盾突出，受效程度差、受效层位单一，部分井受效后含水上升快，液面高上升快，致使注采系统调整后井组综合含水始终居高不下。
三、精细注水调整及效果
针对以上问题，开展了以精细注水为主结合措施的调整方式，使井组高含水后期的开发形式好转，井组开发效果得到改善。
1、新老注水井间对应调整，配合油井措施，缓解层间、平面矛盾
2010年针对井组主要受老注水井影响的情况，我们加大了新老注水井的对应调整，对老注水井龙29-16井实施周期注水关井；对4口新注水井井适当提高注水促进受效；同时为发挥注水调整效果，对龙31-16井老方向水淹程度低、新方向吸水较好小层的SⅡ1、SⅡ3-4-SⅡ5、SⅡ8、SⅢ8进行压裂，对水淹程度高的SⅠ3-4+5层封堵，减少层间干扰。措施前日产液24.4t，日产油0.5t，综合含水97.8%，措施后日产液3.7t，日产油0.2t，综合含水94.4%，取得了明显的稳油控水效果；而在龙31-16井封堵主要见水层SⅠ3-4+5后，周围龙27-16井SⅠ2-3小层产液由0.7t增加到7.2t，产油由0.1t增加到1.3t，井组的平面矛盾得到很好的调整。通过以上新老注水井对应调整结合油井措施，井组的含水上升速度减缓，开发效果得到有效的改善。
2、油井间措施互补与水井细分结合，充分挖掘小层潜力
2011年在注水井细分基础上，在油井措施上我们加强了小层内各井点的措施互补，充分挖掘小层剩余油潜力，使井组的平面矛盾得到进一步的调整，井组开发形式进一步改善。首先对老注水井龙29-16井大修后进行细分，细分后吸水层数由4个增加到6个,吸水砂岩厚度由4.0m增加到6.2m,有效厚度由1.4m增加到2.8m,低效注水的SⅡ3层吸水得到控制，SⅠ1、SⅠ32层注水得到加强。之后对龙27-15井物性较好、有一定注水能量补充的SⅠ3-SⅠ4+5进行补孔压裂，同时对龙31-17井的主要见水层SⅠ2-SⅡ3进行堵水；这样井组在SⅠ3小层上形成老水井细分加强、新注水井新方向促受效、油井一补压一堵的综合调整措施，使井组的平面矛盾得到进一步的调整，充分挖潜了小层潜力，井组开发形式进一步改善。
3、新注水井细分与油井提液相结合，充分发挥井组产能
随着新转注井层调促进全面受效，老注水井细分加强差层注水，油井压裂、堵水、补孔的措施互补，井组的平面矛盾和层间矛盾得到一定的缓解，周围油井进一步受效，供液能力有所提高，而新转注井主要吸水层也逐步的见水，周围油井含水上升速度加快。2011年年底在新转注井层段调整促进各层各方向均衡动用的基础上，对2口（龙29-15、龙29-17）进一步细分，细分加强SⅠ4+5-SⅡ2、SⅢ4-5-PⅠ11-12和SⅠ4+5-SⅡ3层动用，停注主力层注水，控制周围油井含水上升速度；并且结合水井细分和供液能力的变化，在油井措施潜力小的情况下，通过油井提液的方式降低井底流压，减少层间干扰；调大参数3口井，龙31-16井2011年12月23日调大冲次由4n/min调到6n/min，龙31-17井2011年12月23日调大冲次由5n/min调到9n/min，龙27-16井2011年12月23日调大冲次由6n/mi调到7n/min，调参后油井动液面下降爱，油井的自身产能得到充分发挥，井组开发效果得到改善。
四、存在问题及下步建议
1、目前井组水井龙27-151经过多次细分调整，还存在一些不吸水层，没得到有效动用，建议今后通过层段调整，实现剩余油的动用。
由于现有方案下有一些层段不吸水，建议单卡SII1-12和SIII7-PI1.2并且加强注水，配注10方，其它层段在原配注的基础上降低配注或停注。
2、目前井组内油井龙31-16地面参数已调至最大，但液面只抽到507m仍然很高，建议下步对龙31-16井进行换大泵，进一步发挥单井产能。
五、认识
1、新老注水井注水合理匹配是井组控制含水上升、减缓递减，保持稳产的关键；
2、高含水阶段通过细分调整，可以有效挖掘剩余油，提高采收率；
3、层间压堵结合、平面上压堵补结合，这种措施互补可有效缓解层间和平面矛盾。
参考文献
[1]李迎九.关于油田精细化注水的思考.石油科技论坛,2007.4
[2]王建华.精细分层注水技术研究.油所井测试,2011.4