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[摘 要]油田开发区已全面进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，必须要加快特高含水期水驱精细挖潜技术攻关步伐。为此，选择油层发育条件和开发状况有代表性的区块作为精细挖潜示范区，通过2011～2013三年的精细管理，努力实现了某区三年产量不降、含水不升的总体目标。2014年是精细调整三年后的第一年，通过对某区的水驱精细调整，继续保证了某区的稳产效果，减缓了某区产量递减，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。
[关键词]采收率；产量不降；含水上升；稳产
中图分类号：F14.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）14-0385-01
1 基本概况
1.1地质概况
某区位于大庆长垣北部，含油面积7.5km2，地质储量2418.8×104t。
全区共发育萨II、萨III、葡I三个油层组72个细分沉积单元。葡I2～3为主力油层，其它为非主力油层。主力油层为三角洲分流平原相和内前缘相沉积。非主力油层除萨II15是滨外坝沉积、葡I12是三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。
1.2调整前生产情况
某区共有油水井348口，其中油井230口，水井118口。2010年2月，采油井开井224口，日产液5881t，日产油量344t，综合含水94.16%，流压3.99MPa，累积产油887.83×104t。注水井开井117口，日注水量6976m3，累积注水3606.34×104m3，累积注采比0.79，采出程度36.71%，采油速度0.63%，2009年自然递减13.57%，地层压力10.08MPa，总压差-0.97MPa。
2 某区块精细管理主要思路及取得的效果
2.1前三年所做的主要工作及取得的主要效果
2.1.1三年来所做的主要工作
2011年以来，某区共编制各类油水井调整方案463口井。
2.1.2取得的主要效果
一是实现了产量不降、含水不升。年产油由2010年的12×104t到2013年的13×104t，上升了1×104t；年均含水由2010年的93.8%到目前的93.6%，下降了0.2个百分点。
二是采收率提高。通过油水井补孔，区块可采储量和采收率明显提高，其中可采储量由2010年的1205.8×104t提高到1237.05×104t，提高了31.25×104t；采收率由2010年的49.85%提高到51.14%，提高了1.29个百分点。
三是水驱控制程度提高。油水井补孔后，砂岩水驱控制程度由85.4%提高到90.6%，提高了5.2个百分点；窄小河道砂水驱控制程度由75.9%提高到88.6%，提高了12.7个百分点；薄差层小于200m注采井距厚度比例由64.2%提高到87.8%，提高了23.6个百分点。
四是单井产量提高。2013年与2010年底对比，单井日产油量由1.5吨到1.7吨，上升了0.2吨。
五是整体开发效益提高。2013年与2009年12月份对比，高效井由48口井增加到74口井，增加了26口井，有效井由171口井减少到151口井，减少了20口井，消灭了无效井，整体月效益增加了401.9×104元。
2.2 2014年某区各项工作进展情况
2.2.1所做的主要工作
某区经过三年的注水调整，已经完成了既定目标，要继续实现控递减、控含水。从目前的情况来看，三年稳产后，常规挖潜潜力减小，产量递减及含水上升将呈回升趋势，为了进一步控制递减及含水上升速度，2014年主要结合多学科研究成果，重点落实注水井调整潜力，做好以平面调整和注采系统调整为主的注水调整，提控结合，同时加大油井大修和低产井检泵和采油井参数优化力度，控制产量递减。重点做了以下几个方面的工作：
2.3.1.1一是深化细分调整技术界限，努力增加调整潜力。
从某区分层井层段划分情况来看，均已达到“656”，依靠单纯的细分调整潜力不大。
从最近3次同位素统计情况来看，还有1206个层没有动用，比例达到了33.3%。
从示范区不同层段动用厚度比例、水咀、日注水量分级统计看，层段内吸水厚度比例达到80%的层段数410个，层段内小层数1960个，层段内吸水厚度比例低于80%的层段数262个，层段内小层数1542个，这部分层段是下步通过细分调整进一步提高动用厚度的主要对象。
结合调查出的注水层段调整潜力，2013年上半年在注水调整方面优先围绕着挖掘注水井自身潜力进行调整，具体分为以下两个方面：
一是继续进行注水井细分及层段调整，进一步提高油层动用厚度。主要是通过“656”细分调整原则和层段性质进一步优化层段组合，2014年四季度以来共制定注水井细分方案24口井，全部执行完后注水层段将增加33个，平均单井注水层段将由5.1个增加到6.5个，日配注将由1355m3增加到1485m3。目前已经作业完22口井（其中2口井待大修，主要集中在6月中旬作业），已经测试完6口井，注水层段由26个增加到39个，增加13个，平均单井注水层段由4.3个增加到6.5个，日实注由277m3增加到332m3。
统计前后单次有同位素资料的2口井，层数吸水比例由24.5%提高到39.6%，提高了15.1个百分点；砂岩吸水比例由38.3%提高到62.2%，提高了23.9个百分点，有效吸水比例由38.4%提高到62.7%，提高了24.3个百分点。
2.3.1.2二是依据层段性质，采取有针对性的注水方案调整，确保油田开发效果。
结合以上调整原则2013年上半年共制定注水方案调整36口井，目前已经执行完34口，前后对比日注水量增加200m3。
2.3.1.3三是认真分析油井现状，挖掘自身潜力。
从油井最近连续三次出液情况统计来看，油井端整体出液厚度比例仍然较低，未动用层数为547个，动用比例为36.23%，仍然较高。单纯的依靠调整措施无法使这些层得到动用，必须通过措施改造才能提高其动用厚度。
及时协调队伍，加大油井检泵力度，恢复未措施井产量。
2014年上半年，重点通过挖掘油井自身潜力采取了如下调整措施：对于含水小于92%，流压大于3MPa的井采取优化抽油参数来放大生产压差，降低流压水平；流压大于5MPa且含水大于95%的，对于泵况井要及时检泵，降低流压，非泵况井要采取堵水、注水方案调整、周期注水、注水井浅调剖等手段控制低效循环，对于流压小于2MPa的井，通过间抽或调小参数进一步控制低效循环。
为了确保某区开发效果，及时对泵况变差井进行检泵，恢复了未措施井产量。上半年以来，油井共进行检泵20口井，前后对比日恢复产油量35.7t，泵况变差井的及时检泵，确保了某区产量的顺利完成。
4 结论及认识
（1）通过某区精细调整，努力实现该区三年产量不降、含水不升的总体目标。
（2） 通过油水井精细管理，有效减缓产量递减和控制含水上升速度，使某区继续保持稳油控水效果；
（3）优化措施方案设计和监测方案设计，通过调整使监测资料更加具有合理性、代表性，为油田开发方案调整提供依据；
（4）通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。
[关键词]采收率；产量不降；含水上升；稳产
中图分类号：F14.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）14-0385-01
1 基本概况
1.1地质概况
某区位于大庆长垣北部，含油面积7.5km2，地质储量2418.8×104t。
全区共发育萨II、萨III、葡I三个油层组72个细分沉积单元。葡I2～3为主力油层，其它为非主力油层。主力油层为三角洲分流平原相和内前缘相沉积。非主力油层除萨II15是滨外坝沉积、葡I12是三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。
1.2调整前生产情况
某区共有油水井348口，其中油井230口，水井118口。2010年2月，采油井开井224口，日产液5881t，日产油量344t，综合含水94.16%，流压3.99MPa，累积产油887.83×104t。注水井开井117口，日注水量6976m3，累积注水3606.34×104m3，累积注采比0.79，采出程度36.71%，采油速度0.63%，2009年自然递减13.57%，地层压力10.08MPa，总压差-0.97MPa。
2 某区块精细管理主要思路及取得的效果
2.1前三年所做的主要工作及取得的主要效果
2.1.1三年来所做的主要工作
2011年以来，某区共编制各类油水井调整方案463口井。
2.1.2取得的主要效果
一是实现了产量不降、含水不升。年产油由2010年的12×104t到2013年的13×104t，上升了1×104t；年均含水由2010年的93.8%到目前的93.6%，下降了0.2个百分点。
二是采收率提高。通过油水井补孔，区块可采储量和采收率明显提高，其中可采储量由2010年的1205.8×104t提高到1237.05×104t，提高了31.25×104t；采收率由2010年的49.85%提高到51.14%，提高了1.29个百分点。
三是水驱控制程度提高。油水井补孔后，砂岩水驱控制程度由85.4%提高到90.6%，提高了5.2个百分点；窄小河道砂水驱控制程度由75.9%提高到88.6%，提高了12.7个百分点；薄差层小于200m注采井距厚度比例由64.2%提高到87.8%，提高了23.6个百分点。
四是单井产量提高。2013年与2010年底对比，单井日产油量由1.5吨到1.7吨，上升了0.2吨。
五是整体开发效益提高。2013年与2009年12月份对比，高效井由48口井增加到74口井，增加了26口井，有效井由171口井减少到151口井，减少了20口井，消灭了无效井，整体月效益增加了401.9×104元。
2.2 2014年某区各项工作进展情况
2.2.1所做的主要工作
某区经过三年的注水调整，已经完成了既定目标，要继续实现控递减、控含水。从目前的情况来看，三年稳产后，常规挖潜潜力减小，产量递减及含水上升将呈回升趋势，为了进一步控制递减及含水上升速度，2014年主要结合多学科研究成果，重点落实注水井调整潜力，做好以平面调整和注采系统调整为主的注水调整，提控结合，同时加大油井大修和低产井检泵和采油井参数优化力度，控制产量递减。重点做了以下几个方面的工作：
2.3.1.1一是深化细分调整技术界限，努力增加调整潜力。
从某区分层井层段划分情况来看，均已达到“656”，依靠单纯的细分调整潜力不大。
从最近3次同位素统计情况来看，还有1206个层没有动用，比例达到了33.3%。
从示范区不同层段动用厚度比例、水咀、日注水量分级统计看，层段内吸水厚度比例达到80%的层段数410个，层段内小层数1960个，层段内吸水厚度比例低于80%的层段数262个，层段内小层数1542个，这部分层段是下步通过细分调整进一步提高动用厚度的主要对象。
结合调查出的注水层段调整潜力，2013年上半年在注水调整方面优先围绕着挖掘注水井自身潜力进行调整，具体分为以下两个方面：
一是继续进行注水井细分及层段调整，进一步提高油层动用厚度。主要是通过“656”细分调整原则和层段性质进一步优化层段组合，2014年四季度以来共制定注水井细分方案24口井，全部执行完后注水层段将增加33个，平均单井注水层段将由5.1个增加到6.5个，日配注将由1355m3增加到1485m3。目前已经作业完22口井（其中2口井待大修，主要集中在6月中旬作业），已经测试完6口井，注水层段由26个增加到39个，增加13个，平均单井注水层段由4.3个增加到6.5个，日实注由277m3增加到332m3。
统计前后单次有同位素资料的2口井，层数吸水比例由24.5%提高到39.6%，提高了15.1个百分点；砂岩吸水比例由38.3%提高到62.2%，提高了23.9个百分点，有效吸水比例由38.4%提高到62.7%，提高了24.3个百分点。
2.3.1.2二是依据层段性质，采取有针对性的注水方案调整，确保油田开发效果。
结合以上调整原则2013年上半年共制定注水方案调整36口井，目前已经执行完34口，前后对比日注水量增加200m3。
2.3.1.3三是认真分析油井现状，挖掘自身潜力。
从油井最近连续三次出液情况统计来看，油井端整体出液厚度比例仍然较低，未动用层数为547个，动用比例为36.23%，仍然较高。单纯的依靠调整措施无法使这些层得到动用，必须通过措施改造才能提高其动用厚度。
及时协调队伍，加大油井检泵力度，恢复未措施井产量。
2014年上半年，重点通过挖掘油井自身潜力采取了如下调整措施：对于含水小于92%，流压大于3MPa的井采取优化抽油参数来放大生产压差，降低流压水平；流压大于5MPa且含水大于95%的，对于泵况井要及时检泵，降低流压，非泵况井要采取堵水、注水方案调整、周期注水、注水井浅调剖等手段控制低效循环，对于流压小于2MPa的井，通过间抽或调小参数进一步控制低效循环。
为了确保某区开发效果，及时对泵况变差井进行检泵，恢复了未措施井产量。上半年以来，油井共进行检泵20口井，前后对比日恢复产油量35.7t，泵况变差井的及时检泵，确保了某区产量的顺利完成。
4 结论及认识
（1）通过某区精细调整，努力实现该区三年产量不降、含水不升的总体目标。
（2） 通过油水井精细管理，有效减缓产量递减和控制含水上升速度，使某区继续保持稳油控水效果；
（3）优化措施方案设计和监测方案设计，通过调整使监测资料更加具有合理性、代表性，为油田开发方案调整提供依据；
（4）通过精细注水细分、调剖，提高动用厚度，使薄差油层较好动用。