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[摘 要]本文对中区西部二类油层自投产以来的开发状况进行了分析，围绕区块开发面临的主要问题，查找原因，分析问题所在，找出解决办法，优化措施，有效的减缓了含水上升速度，取得了一些经验做法，为今后其它区块控水提供可借鉴的依据
[关键词]中区西部二类 投产初期 高含水
中图分类号：TN02 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）19-0312-02
1、概况
中区西部二类油层于2010年5月投产，是以原葡Ⅰ组井网为基础进行井网重构后形成的一套井距为125m的五点法面积井网，开采层位为萨Ⅱ10-萨Ⅲ10。采出井148口，注入井163口。
1.1 注入井生产情况
1.2 采出井生产情况
投产初期采出井未达标井数86口，与预测产量对比平均单井日产油低2.8t，含水高4.6%。
2、投产后主要开发矛盾
2.1 高含水井较多
中区西部二类油层以高、中水淹为主，高、中水淹厚度比例达到96.7% ，油井全部是一次完井，投产时高含水层全部射开，厚度较大，渗透率较高，投产后高含水井较多，含水大于95%井有76口，占已投产井数的54.2%。对这76口高含水井进行分析，主要位于水井排附近，点状注水井附近和射开厚度较大的区域。
（1）受中三排、中七排老水井影响，含水率偏高
中三排、中七排水井在萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层段内均已射孔，新井钻遇时，均为中、高水淹，老水井排与500m井距内的46口采油井，投产后96%都是高含水井，并且离水井排越近，含水率越高。
（2）受内部点状注水井影响，含水率偏高
位于中丁5排和中丁6排点状注水井附近的17口井，投产后含水率达到96.9%。例如：中丁261-斜E45井，全井砂岩厚度19.7m，有效厚度10.1m，与之大约相距100m的一次加密点状注水井对应射孔厚度比例达到了86.3%，81.3%，该井投产后日产液97.4t，日产油1.4t，含水98.6%。点状注水井附近形成了严重的水淹区域。
（3）射开厚度大、油层发育好且位于构造低点，投产后含水率偏高。统计12口射开厚度大高含水井，投产初期含水高于计划4.6%，比全区高3.1%。如中丁61-斜E52井，射开砂岩厚度25.1m，有效厚度14.9m，渗透率1.01um2，水淹层解释高中水淹厚度比例达到97.7%。该井投产后日产液104.9t，日产油0.1t，含水99.9%。
2.2 老井转利用工作量大，且转利用滞后，注采不完善
利用井转注缓慢，造成投产初期注采比偏低，低沉没度井比较多，有28口井间抽生产。
2.3 水驱干扰程度大，含水上升快
二类油层与水驱萨葡注水井对应射开26口，占总井数的8.33%。受水驱影响，投产后含水上升比快。
2.4 初期笼统井较多，层间差异大，含水上升块
从分类井看，周围注入井都为笼统井和只有一个方向是分层井的采出井含水上升比较快，2014年8月与2013年11月对比含水分别上升3.9%、3.8%。
经过以上分析中区西部二类油层含水上升速度快是该块主要问题。2013年10月-2014年8月平均每月含水上升0.34%，产油递减幅度达11.6t/月，含水小于90%的井由42口减少到30口，含水大于90%由102口增加到114口。
3、治理措施及效果
自投产以来，为了控制含水上升速度，加大了注入井调整力度，控制高渗透层注入量，同时采取增产增注措施，控制含水上升及产量递减。
3.2.1加强注入井跟踪调整，保证合理注采比，控制含水上升
一是上调注水量，保证供液充足：2012年11月-2014年7月，针对区块沉没度低，井组注采比低的状况，对注入井测试调整67口，压裂9口，提高了供液能力，日实注增加1738m3，周围油井沉没度上升82.5m。
二是对含水高、注采比高的井组，合理调整注水结构，减少低效无效循环。注入井测调45口，调后日配注下调1270m3，日实注下降1184m3，周围连通油井日产油上升5t，含水下降0.24%。
三是对二类油层干扰严重的水驱井下调配注5口、投死嘴1口。日配注下调395m3，周围油井日产油下降1t，含水下降0.3%。
四是针对层内矛盾突出，满足分层条件的井采取笼统改分层措施，全区分注率由64.8%上升到93.87%。周围连通油井产量稳定，含水上升速度减缓。
五是针对层间矛盾突出，渗透率级差大井执行“双定”。通过应用分层指示曲线，优化注水井调整方案，投堵高渗透层，提压注水，启动低渗透层注水。共实施“双定”78口井，油压上升0.86MPa.
3.2.2加大采出井措施力度，挖掘油层潜力
通过对中区西部二类的采油井的综合治理挖潜及注水井调整，含水上升得到有效控制，调整效果明显，含水上升速度由0.34%/月下降到0.05%，产油递减幅度由11.6t/月下降到4.5t/月，沉没度、注采比日趋合理。
对比2011年7月前后含水上升速度值，含水上升速度大大减缓，取得了较好的控制递减及含水贡献值。
4、几点认识
4.1新老井网重构时，转利用井需视同新井对待，与新井同步投产，如该区域为老套损区，则最好老井报废不利用，重钻一套井網。
4.2水驱萨葡井网开采时间长、水淹程度高，聚驱二类油层采出井投产后单井含水高，投产效果差，应对水驱井网注水井提前进行封堵。
4.3加大投产初期分注力度，严格控制高渗透层注入量，减少低效无效循环，控制含水上升速度。
4.4合理编制注水井调整方案，调整时结合双定，控制高渗透层，加强低渗透层注水，可以有效控制含水。
[关键词]中区西部二类 投产初期 高含水
中图分类号：TN02 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）19-0312-02
1、概况
中区西部二类油层于2010年5月投产，是以原葡Ⅰ组井网为基础进行井网重构后形成的一套井距为125m的五点法面积井网，开采层位为萨Ⅱ10-萨Ⅲ10。采出井148口，注入井163口。
1.1 注入井生产情况
1.2 采出井生产情况
投产初期采出井未达标井数86口，与预测产量对比平均单井日产油低2.8t，含水高4.6%。
2、投产后主要开发矛盾
2.1 高含水井较多
中区西部二类油层以高、中水淹为主，高、中水淹厚度比例达到96.7% ，油井全部是一次完井，投产时高含水层全部射开，厚度较大，渗透率较高，投产后高含水井较多，含水大于95%井有76口，占已投产井数的54.2%。对这76口高含水井进行分析，主要位于水井排附近，点状注水井附近和射开厚度较大的区域。
（1）受中三排、中七排老水井影响，含水率偏高
中三排、中七排水井在萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层段内均已射孔，新井钻遇时，均为中、高水淹，老水井排与500m井距内的46口采油井，投产后96%都是高含水井，并且离水井排越近，含水率越高。
（2）受内部点状注水井影响，含水率偏高
位于中丁5排和中丁6排点状注水井附近的17口井，投产后含水率达到96.9%。例如：中丁261-斜E45井，全井砂岩厚度19.7m，有效厚度10.1m，与之大约相距100m的一次加密点状注水井对应射孔厚度比例达到了86.3%，81.3%，该井投产后日产液97.4t，日产油1.4t，含水98.6%。点状注水井附近形成了严重的水淹区域。
（3）射开厚度大、油层发育好且位于构造低点，投产后含水率偏高。统计12口射开厚度大高含水井，投产初期含水高于计划4.6%，比全区高3.1%。如中丁61-斜E52井，射开砂岩厚度25.1m，有效厚度14.9m，渗透率1.01um2，水淹层解释高中水淹厚度比例达到97.7%。该井投产后日产液104.9t，日产油0.1t，含水99.9%。
2.2 老井转利用工作量大，且转利用滞后，注采不完善
利用井转注缓慢，造成投产初期注采比偏低，低沉没度井比较多，有28口井间抽生产。
2.3 水驱干扰程度大，含水上升快
二类油层与水驱萨葡注水井对应射开26口，占总井数的8.33%。受水驱影响，投产后含水上升比快。
2.4 初期笼统井较多，层间差异大，含水上升块
从分类井看，周围注入井都为笼统井和只有一个方向是分层井的采出井含水上升比较快，2014年8月与2013年11月对比含水分别上升3.9%、3.8%。
经过以上分析中区西部二类油层含水上升速度快是该块主要问题。2013年10月-2014年8月平均每月含水上升0.34%，产油递减幅度达11.6t/月，含水小于90%的井由42口减少到30口，含水大于90%由102口增加到114口。
3、治理措施及效果
自投产以来，为了控制含水上升速度，加大了注入井调整力度，控制高渗透层注入量，同时采取增产增注措施，控制含水上升及产量递减。
3.2.1加强注入井跟踪调整，保证合理注采比，控制含水上升
一是上调注水量，保证供液充足：2012年11月-2014年7月，针对区块沉没度低，井组注采比低的状况，对注入井测试调整67口，压裂9口，提高了供液能力，日实注增加1738m3，周围油井沉没度上升82.5m。
二是对含水高、注采比高的井组，合理调整注水结构，减少低效无效循环。注入井测调45口，调后日配注下调1270m3，日实注下降1184m3，周围连通油井日产油上升5t，含水下降0.24%。
三是对二类油层干扰严重的水驱井下调配注5口、投死嘴1口。日配注下调395m3，周围油井日产油下降1t，含水下降0.3%。
四是针对层内矛盾突出，满足分层条件的井采取笼统改分层措施，全区分注率由64.8%上升到93.87%。周围连通油井产量稳定，含水上升速度减缓。
五是针对层间矛盾突出，渗透率级差大井执行“双定”。通过应用分层指示曲线，优化注水井调整方案，投堵高渗透层，提压注水，启动低渗透层注水。共实施“双定”78口井，油压上升0.86MPa.
3.2.2加大采出井措施力度，挖掘油层潜力
通过对中区西部二类的采油井的综合治理挖潜及注水井调整，含水上升得到有效控制，调整效果明显，含水上升速度由0.34%/月下降到0.05%，产油递减幅度由11.6t/月下降到4.5t/月，沉没度、注采比日趋合理。
对比2011年7月前后含水上升速度值，含水上升速度大大减缓，取得了较好的控制递减及含水贡献值。
4、几点认识
4.1新老井网重构时，转利用井需视同新井对待，与新井同步投产，如该区域为老套损区，则最好老井报废不利用，重钻一套井網。
4.2水驱萨葡井网开采时间长、水淹程度高，聚驱二类油层采出井投产后单井含水高，投产效果差，应对水驱井网注水井提前进行封堵。
4.3加大投产初期分注力度，严格控制高渗透层注入量，减少低效无效循环，控制含水上升速度。
4.4合理编制注水井调整方案，调整时结合双定，控制高渗透层，加强低渗透层注水，可以有效控制含水。