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摘要：低油价下，如何提质提效开发，成为亟须研究的课题。馆陶通过开展注采井组动态分析，以精细地质研究、精细分层注水、差异化注采为抓手，实施精细注水战略，实现区块开发效益的再升级。通过强化精细注水，稳产基础明显增强，达到提高水驱油藏注水质量、控制自然递减的目的。
关键词：油田；馆上段；合采合注井；开发效益；差异化注采
油田馆上段主体含油区中部，构造简单，河流相正韵律沉积，平均孔隙度31.1%，平均空气渗透率2661×10-3μm2。含油面积9.8Km2，地质储量4980×104t。综合含水率已达到83.7%，采油速度1.6%，采出程度20.9%，采收率29.8%。低油价下，如何提质提效开发，成为亟须研究的课题。主体馆陶中二区通过开展注采井组动态分析，以精细地质研究、精细分层注水、差异化注采为抓手，实施精细注水战略，实现区块开发效益的再升级。
油田主体馆陶纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，非均质性突出，及受丛式井组布井、井网及井距不规则等共同影响，油藏平面、纵向水驱不均衡。本文以精细地质研究、精细分层注水、差异化注采为抓手，实施精细注水战略，达到提高水驱油藏注水质量、控制自然递减的目的。
1 开发中存在问题
1.1 合采合注井多，层间矛盾突出
区内层间非均质较为严重。砂层厚度级差74.3，变异系数为0.812，突进系数为4.85。平均渗透率变异系数为0.935，突进系数为5.47，级差为134.6。区块目前采用两套层系开发。上层系采油井单井平均射开3.0层12.8m；下层系平均单井射开2.6层12.3m。上、下层系平均渗透率级差分别为3.4、3.7，级差在5以上的区域分别占17%、22%。注水井目前普遍多层合注。受注水工艺限制，层段划分较粗。78口水井中，二段分注井38口，占总井数的48.7%，层段内渗透率级差4.5；三段分注井33口，占总井数的42%，渗透率级差3.4。由于层间矛盾突出，易导致注入水优先沿厚度大、渗透性好的主力層突进，主力层水淹严重，油井含水主要受主力油层控制，而低渗层不能有效动用。注水井测试的142个小层中，有38个小层不吸水，占总层数的26.8%。
1.2 平面矛盾严重，平面注采不均衡
从平面分布来看，区内主力小层砂体连片分布，连续性较好，非主力砂体多呈土豆状分布。砂体渗透率、孔隙度分布受沉积微相控制，在平面上的变化，主要是由岩性、物性变化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、渗透率变化幅度较小，在垂直于河道方向上变化较大。
从见水井的水线方向来看，主流线方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的33.5%，非主流线、边水及其它情况的见水厚度分别占到了总见水厚度的22.8%、20.6%和23.1%。从沉积特征来看，主河道方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的77.7%，河道边缘和废弃河道的见水厚度分别占到了总见水厚度的14.8%和7.4%。平面压降分布不均，局部区域压降高达3.8MPa。
2 精细注水主要做法
低成本开发下，针对油藏开发中存在的问题，以“提三率”为核心，注重油藏与地质、工艺、监测的结合，实现从精细地质研究到精细注采、精细分注到精细调配不脱节、立体化精细注水工作流程，注重抓好每个环节中的微细节点，努力夯实稳产基础，提高开发效果。
2.1 精细地质研究，提高储量动用率
要想把水注好，地下情况摸得越清越好。重新开展地层划分与对比，并在此基础上完成了主体馆陶注水井的精细配注量复算工作。同时根据新地质认识，将注采系统完善到精细小单砂体，对只注不采或只采不注等局部井网不完善小砂体进行油水井补孔，提高注采对应率。完成油水井补孔4井，补孔11层，增加动用储量75万吨。
2.2 精细分层注水，减小层间矛盾
为实现精细注水，在精细地质研究的基础上，对检修注水井进行了“细分重组”。在10口检修水井中有5口井进行了层段细分，增加注水层段18段。作业后，平均每口注水井注水层段小层数由2.1下降到1.3，层段渗透率级差由3.8下降到3.0，注水状况得到大幅改善，对应的油井含水上升率1.0%，低于区块整体含水上升率。
2.3 优化注采比，提高注水利用率
根据数模研究结果，油田合理地层压降1.5MPa左右，压降2.5MPa。因此，注水井总的配注原则是以大于1.0的注采比恢复地层能量，同时根据不同井区压力分析状况，实行差异化注采调配，均衡平面层间流场。
平面上：一是对于地层压降大于3MPa的低压力、低含水北部井区，强化整体注水，注采比提高到1.3-1.4，尽快恢复地层能量。二是对于地层压降为2MPa-3MPa的中部井区，注采比提高到1.3。三是对于地层压降小于2MPa的中部井区，以改善注入、采液剖面为主，注采比设为1.2-1.3。
纵向上：一是严格控制动用状况良好的高渗透层的主要见水层的注水量，增加低渗透差油层的注水量；二是对层段内层间矛盾突出，不吸水层多，物性差，吸水能力低，但油井和水井连同好的未水淹的差油层，采取油层改造，提高差油层的储量动用程度。
2.4 差异化调配，均衡地下流场
注采调配是以优化井层注采调配为核心，通过调整注入产出参数改变地下压力场、饱和度场，达到协调注采关系、均衡驱替的目的。对平面注采不均衡的注采井组，以变流线、降含水为方向，采取加强弱流线、控制强流线等措施；对层间动用差异大的注采井组，以强测调、放压差为方向，采取分层测调、油井调参等措施。通过差异化，个性化调整，达到均衡流场，提高波及系数。
3 结论
通过强化精细注水，稳产基础明显增强。2016年以来，层段合格率提高10个百分点，地层压力回升1.0MPa，单井液量提高11.4t，区块自然递减率保持较低水平（3.8%），含水上升率下降1.3%（2.5%↓1.2%）。吨油运行成本保持稳定。层段合格率由75%提高至87%， 不吸水层数由26.8%下降至调整初期50%下降到目前10.1%，存水率、水驱指数逐步增大，水驱效果得到明显改善。
参考文献：
[1] 王盛.精细分层注水技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量. 2014（05）
关键词：油田；馆上段；合采合注井；开发效益；差异化注采
油田馆上段主体含油区中部，构造简单，河流相正韵律沉积，平均孔隙度31.1%，平均空气渗透率2661×10-3μm2。含油面积9.8Km2，地质储量4980×104t。综合含水率已达到83.7%，采油速度1.6%，采出程度20.9%，采收率29.8%。低油价下，如何提质提效开发，成为亟须研究的课题。主体馆陶中二区通过开展注采井组动态分析，以精细地质研究、精细分层注水、差异化注采为抓手，实施精细注水战略，实现区块开发效益的再升级。
油田主体馆陶纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，非均质性突出，及受丛式井组布井、井网及井距不规则等共同影响，油藏平面、纵向水驱不均衡。本文以精细地质研究、精细分层注水、差异化注采为抓手，实施精细注水战略，达到提高水驱油藏注水质量、控制自然递减的目的。
1 开发中存在问题
1.1 合采合注井多，层间矛盾突出
区内层间非均质较为严重。砂层厚度级差74.3，变异系数为0.812，突进系数为4.85。平均渗透率变异系数为0.935，突进系数为5.47，级差为134.6。区块目前采用两套层系开发。上层系采油井单井平均射开3.0层12.8m；下层系平均单井射开2.6层12.3m。上、下层系平均渗透率级差分别为3.4、3.7，级差在5以上的区域分别占17%、22%。注水井目前普遍多层合注。受注水工艺限制，层段划分较粗。78口水井中，二段分注井38口，占总井数的48.7%，层段内渗透率级差4.5；三段分注井33口，占总井数的42%，渗透率级差3.4。由于层间矛盾突出，易导致注入水优先沿厚度大、渗透性好的主力層突进，主力层水淹严重，油井含水主要受主力油层控制，而低渗层不能有效动用。注水井测试的142个小层中，有38个小层不吸水，占总层数的26.8%。
1.2 平面矛盾严重，平面注采不均衡
从平面分布来看，区内主力小层砂体连片分布，连续性较好，非主力砂体多呈土豆状分布。砂体渗透率、孔隙度分布受沉积微相控制，在平面上的变化，主要是由岩性、物性变化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、渗透率变化幅度较小，在垂直于河道方向上变化较大。
从见水井的水线方向来看，主流线方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的33.5%，非主流线、边水及其它情况的见水厚度分别占到了总见水厚度的22.8%、20.6%和23.1%。从沉积特征来看，主河道方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的77.7%，河道边缘和废弃河道的见水厚度分别占到了总见水厚度的14.8%和7.4%。平面压降分布不均，局部区域压降高达3.8MPa。
2 精细注水主要做法
低成本开发下，针对油藏开发中存在的问题，以“提三率”为核心，注重油藏与地质、工艺、监测的结合，实现从精细地质研究到精细注采、精细分注到精细调配不脱节、立体化精细注水工作流程，注重抓好每个环节中的微细节点，努力夯实稳产基础，提高开发效果。
2.1 精细地质研究，提高储量动用率
要想把水注好，地下情况摸得越清越好。重新开展地层划分与对比，并在此基础上完成了主体馆陶注水井的精细配注量复算工作。同时根据新地质认识，将注采系统完善到精细小单砂体，对只注不采或只采不注等局部井网不完善小砂体进行油水井补孔，提高注采对应率。完成油水井补孔4井，补孔11层，增加动用储量75万吨。
2.2 精细分层注水，减小层间矛盾
为实现精细注水，在精细地质研究的基础上，对检修注水井进行了“细分重组”。在10口检修水井中有5口井进行了层段细分，增加注水层段18段。作业后，平均每口注水井注水层段小层数由2.1下降到1.3，层段渗透率级差由3.8下降到3.0，注水状况得到大幅改善，对应的油井含水上升率1.0%，低于区块整体含水上升率。
2.3 优化注采比，提高注水利用率
根据数模研究结果，油田合理地层压降1.5MPa左右，压降2.5MPa。因此，注水井总的配注原则是以大于1.0的注采比恢复地层能量，同时根据不同井区压力分析状况，实行差异化注采调配，均衡平面层间流场。
平面上：一是对于地层压降大于3MPa的低压力、低含水北部井区，强化整体注水，注采比提高到1.3-1.4，尽快恢复地层能量。二是对于地层压降为2MPa-3MPa的中部井区，注采比提高到1.3。三是对于地层压降小于2MPa的中部井区，以改善注入、采液剖面为主，注采比设为1.2-1.3。
纵向上：一是严格控制动用状况良好的高渗透层的主要见水层的注水量，增加低渗透差油层的注水量；二是对层段内层间矛盾突出，不吸水层多，物性差，吸水能力低，但油井和水井连同好的未水淹的差油层，采取油层改造，提高差油层的储量动用程度。
2.4 差异化调配，均衡地下流场
注采调配是以优化井层注采调配为核心，通过调整注入产出参数改变地下压力场、饱和度场，达到协调注采关系、均衡驱替的目的。对平面注采不均衡的注采井组，以变流线、降含水为方向，采取加强弱流线、控制强流线等措施；对层间动用差异大的注采井组，以强测调、放压差为方向，采取分层测调、油井调参等措施。通过差异化，个性化调整，达到均衡流场，提高波及系数。
3 结论
通过强化精细注水，稳产基础明显增强。2016年以来，层段合格率提高10个百分点，地层压力回升1.0MPa，单井液量提高11.4t，区块自然递减率保持较低水平（3.8%），含水上升率下降1.3%（2.5%↓1.2%）。吨油运行成本保持稳定。层段合格率由75%提高至87%， 不吸水层数由26.8%下降至调整初期50%下降到目前10.1%，存水率、水驱指数逐步增大，水驱效果得到明显改善。
参考文献：
[1] 王盛.精细分层注水技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量. 2014（05）