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[摘 要]某油田开发区块经过多年的注水开发，开发效果差。由于单井钻遇油层少，剩余油在平面上分布不均衡、纵向上高度分散。为了提高开发效果，采取不同层系油水井对应补孔，完善单砂体注采关系，进一步挖掘中、低渗透油层中的剩余油，取得了很好的效果。
[关键词]注水开发 补孔 注采关系
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）01-0065-01
1 存在的主要问题
由于油层渗透率低、原油物性差、平面砂体发育零散、非均质性严重，水驱开发过程中存在井网控制程度低、采油速度低、含水上升快、产量递减幅度大等问题。在目前条件下，压裂等常规措施达不到理想的增产增注效果。在综合油层条件和经济效益的基础上，考虑采用不同层系油水井对应补孔来改善开发效果。
1.1 油层发育差，水驱控制程度低
该区块砂体沉积变化大，主河道砂体呈条带状分布，平面砂体发育零散，渗透率低，层间差异大，油水井连通差，水驱控制程度及三向及以上砂岩连通比例低。
1.2 低效井比例高
随着采出程度的提高，低效井比例逐年增加，由于射开油层均为薄差油层，产液量低、含水上升快，低效井数比例已占到总加密油井数的33.3%，急需采取有效措施进行治理。
1.3 常规措施效果逐渐变差
压裂措施效果逐渐变差，压裂后平均单井日增油量逐渐减少，区块压裂措施前含水已经上升到92.5%，措施后平均单井日增油仅为2.3t。结合油层发育状况、射开情况及油水动态变化，压裂或重复压裂等措施改造潜力不大。
2 不同层系油水井对应补孔的应用及效果分析
2.1 剩余油分布规律认识
应用油藏数值模拟等手段对本地区的沉积相进行了分析，明确了剩余油的分布规律，为制定补孔层位提供了依据。研究区内的剩余油分布按成因归纳为以下四种类型。
（1）厚油层顶部动用差型
较大面积发育的水下分流河道砂体，原井网对该类型砂体的控制程度较高，但由于注水井开发过程中的重力分异作用及单层纵向上的非均质性，使这种类型油层中、下部动用程度较高，顶部仍然存在剩余油。
（2）井网控制不住型
由于油层呈窄小河道发育，注采井距大，不能建立有效的驱动压力梯度，形成了成片状分布的井网控制不住型剩余油。
（3）平面干扰型
河道砂之间的河间薄层砂，由于平面上的渗透率差异导致注水受效差异，造成河间砂动用差形成剩余油。
（4）层间干扰型
水下分流河道间，大多数发育有较大面积的薄差油层及表外储层。原井网对该类油层控制程度较高。但因其油层性质差，在原井网中受层间干扰，动用较差，存在剩余油，该部分薄差油层不考虑对其进行补孔。
通过对研究区各单层剩余油的分析，确定了a油层组、b油层组厚油层作为油水井对应补孔层位，陆续对研究区内的7口加密注水井和9口加密油井进行了补孔。
2.2 注水井的优化调整
在目前井网条件下，要有效改善注水开发效果，应在合理划开发层系的基础上，从单井调整入手，通过优化调整单井的层间组合，减少层间差异，从而达到改善单井注水和产液结构，提高注水开发效果的目的。
研究区内的7口加密注水井补孔后，根据补孔层位及补孔前周围油井的产液情况进行了相应的细分调整。在施工条件允许的情况下，尽可能对补孔层位进行单卡单注。对不能单卡的层段，为了避免层段内单层突进过快，层段内渗透率极差控制在3.4以内。细分后7口注水井平均单井注水层段由3个增加到6.7个，补孔层段注水强度保持在3左右，原层段注水强度控制为7左右，平均单井日增加注水46m3。
2.3 补孔效果分析
从试井资料分析，对应补孔后油层的渗流条件得到了明显的改善。以甲井为例，表皮系数由4.3539下降到-1.5108，有效渗透率由0.002633μm2增加到0.094718μm2。
水驱控制程度提高11.5个百分点，各类油层井网完善程度均有所提高。
从产量变化和含水变化上看，9口补孔井后平均单井日产液由21t提高到63.1t，日产油由0.7t提高到2.6t，综合含水下降0.9个百分点，研究区内4口低效井全部得到改善，目前已累计增油7950t。
3 补孔后的跟踪调整
3.1 有针对性地进行周期注水
补孔后研究区整体措施挖潜效果得到了很大提升，但个别油井措施后含水上升幅度大，加剧了注入水的低效无效循环。以乙井为例，补孔后抽油机改螺杆泵，含水96.85%，并且呈不断上升的趋势。
根据注入剖面和产出剖面，对周围相邻注水井丙井和丁井进行了周期注水，方案执行一段时间后油井见效，产油量略降的同时，含水下降了1.2个百分点，效果较好。
3.2 为欠载井提水
戊井是位于研究区边缘外的一口欠载井。为了改善该井供液不足的状况，在不超注水强度的前提下，对周围3口补孔的注水井的注水量全部进行了上调，配注共增加了75m3。油井日产液增加了61.4t，日产油增加了4.7t，含水下降了0.75个百分点，流压增加了0.29MPa。
4 几点认识
（1）该区塊油层连通状况差，水驱控制程度低，在常规措施效果逐渐变差的情况下，应用不同层系油水井对应补孔的方法，加强对厚油层内部剩余油的挖潜，改善了开发效果。
（2）在已有井网的条件下，不同井网间相互利用，增加了基础油井的来水方向，进一步提高了水驱控制程度。
（3）补孔后后应及时根据动态变化对注水井进行跟踪调整，合理采取各种有效手段提高周围油井的产油能力、控制含水上升。
参考文献
[1] 杨春梅.特高含水期油井补孔选井选层标准探讨[J].长江大学学报（自科版），2013，（14）：75-77.
[2] 康小军，刘志斌.油田开发规划油水井措施结构优化理论与应用[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，（S1）：213-216.
[3] 谭志安，刘秀航，吴敏.二次加密注水井分流机理及调整方法[J].大庆石油地质与开发，2003，（01）：35-37+69.
作者简介
秦妙洁1987年4月出生，2010年毕业于哈尔滨学院计算机科学与技术专业现在大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队工作。
[关键词]注水开发 补孔 注采关系
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）01-0065-01
1 存在的主要问题
由于油层渗透率低、原油物性差、平面砂体发育零散、非均质性严重，水驱开发过程中存在井网控制程度低、采油速度低、含水上升快、产量递减幅度大等问题。在目前条件下，压裂等常规措施达不到理想的增产增注效果。在综合油层条件和经济效益的基础上，考虑采用不同层系油水井对应补孔来改善开发效果。
1.1 油层发育差，水驱控制程度低
该区块砂体沉积变化大，主河道砂体呈条带状分布，平面砂体发育零散，渗透率低，层间差异大，油水井连通差，水驱控制程度及三向及以上砂岩连通比例低。
1.2 低效井比例高
随着采出程度的提高，低效井比例逐年增加，由于射开油层均为薄差油层，产液量低、含水上升快，低效井数比例已占到总加密油井数的33.3%，急需采取有效措施进行治理。
1.3 常规措施效果逐渐变差
压裂措施效果逐渐变差，压裂后平均单井日增油量逐渐减少，区块压裂措施前含水已经上升到92.5%，措施后平均单井日增油仅为2.3t。结合油层发育状况、射开情况及油水动态变化，压裂或重复压裂等措施改造潜力不大。
2 不同层系油水井对应补孔的应用及效果分析
2.1 剩余油分布规律认识
应用油藏数值模拟等手段对本地区的沉积相进行了分析，明确了剩余油的分布规律，为制定补孔层位提供了依据。研究区内的剩余油分布按成因归纳为以下四种类型。
（1）厚油层顶部动用差型
较大面积发育的水下分流河道砂体，原井网对该类型砂体的控制程度较高，但由于注水井开发过程中的重力分异作用及单层纵向上的非均质性，使这种类型油层中、下部动用程度较高，顶部仍然存在剩余油。
（2）井网控制不住型
由于油层呈窄小河道发育，注采井距大，不能建立有效的驱动压力梯度，形成了成片状分布的井网控制不住型剩余油。
（3）平面干扰型
河道砂之间的河间薄层砂，由于平面上的渗透率差异导致注水受效差异，造成河间砂动用差形成剩余油。
（4）层间干扰型
水下分流河道间，大多数发育有较大面积的薄差油层及表外储层。原井网对该类油层控制程度较高。但因其油层性质差，在原井网中受层间干扰，动用较差，存在剩余油，该部分薄差油层不考虑对其进行补孔。
通过对研究区各单层剩余油的分析，确定了a油层组、b油层组厚油层作为油水井对应补孔层位，陆续对研究区内的7口加密注水井和9口加密油井进行了补孔。
2.2 注水井的优化调整
在目前井网条件下，要有效改善注水开发效果，应在合理划开发层系的基础上，从单井调整入手，通过优化调整单井的层间组合，减少层间差异，从而达到改善单井注水和产液结构，提高注水开发效果的目的。
研究区内的7口加密注水井补孔后，根据补孔层位及补孔前周围油井的产液情况进行了相应的细分调整。在施工条件允许的情况下，尽可能对补孔层位进行单卡单注。对不能单卡的层段，为了避免层段内单层突进过快，层段内渗透率极差控制在3.4以内。细分后7口注水井平均单井注水层段由3个增加到6.7个，补孔层段注水强度保持在3左右，原层段注水强度控制为7左右，平均单井日增加注水46m3。
2.3 补孔效果分析
从试井资料分析，对应补孔后油层的渗流条件得到了明显的改善。以甲井为例，表皮系数由4.3539下降到-1.5108，有效渗透率由0.002633μm2增加到0.094718μm2。
水驱控制程度提高11.5个百分点，各类油层井网完善程度均有所提高。
从产量变化和含水变化上看，9口补孔井后平均单井日产液由21t提高到63.1t，日产油由0.7t提高到2.6t，综合含水下降0.9个百分点，研究区内4口低效井全部得到改善，目前已累计增油7950t。
3 补孔后的跟踪调整
3.1 有针对性地进行周期注水
补孔后研究区整体措施挖潜效果得到了很大提升，但个别油井措施后含水上升幅度大，加剧了注入水的低效无效循环。以乙井为例，补孔后抽油机改螺杆泵，含水96.85%，并且呈不断上升的趋势。
根据注入剖面和产出剖面，对周围相邻注水井丙井和丁井进行了周期注水，方案执行一段时间后油井见效，产油量略降的同时，含水下降了1.2个百分点，效果较好。
3.2 为欠载井提水
戊井是位于研究区边缘外的一口欠载井。为了改善该井供液不足的状况，在不超注水强度的前提下，对周围3口补孔的注水井的注水量全部进行了上调，配注共增加了75m3。油井日产液增加了61.4t，日产油增加了4.7t，含水下降了0.75个百分点，流压增加了0.29MPa。
4 几点认识
（1）该区塊油层连通状况差，水驱控制程度低，在常规措施效果逐渐变差的情况下，应用不同层系油水井对应补孔的方法，加强对厚油层内部剩余油的挖潜，改善了开发效果。
（2）在已有井网的条件下，不同井网间相互利用，增加了基础油井的来水方向，进一步提高了水驱控制程度。
（3）补孔后后应及时根据动态变化对注水井进行跟踪调整，合理采取各种有效手段提高周围油井的产油能力、控制含水上升。
参考文献
[1] 杨春梅.特高含水期油井补孔选井选层标准探讨[J].长江大学学报（自科版），2013，（14）：75-77.
[2] 康小军，刘志斌.油田开发规划油水井措施结构优化理论与应用[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，（S1）：213-216.
[3] 谭志安，刘秀航，吴敏.二次加密注水井分流机理及调整方法[J].大庆石油地质与开发，2003，（01）：35-37+69.
作者简介
秦妙洁1987年4月出生，2010年毕业于哈尔滨学院计算机科学与技术专业现在大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队工作。