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摘 要：花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏，非均质性严重，油水关系复杂，注采对应差，注水单层突进，地层压力下降快，产量递减幅度较大。为了改善该油藏的水驱开发效果，在精细油藏描述的基础上，通过实施改善水质、井网完善、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作，达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，自然递减率由14.37%降低到8.7%，综合开发效果得到了明显提高。
关键词：精细油藏描述 注水开发 精细注水 注采完善
花土沟构造是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山背斜带狮子沟三级构造上的三个浅层高点之一，南北相邻的狮子沟和游园沟高点均为已探明油田。地下构造是一个被断层复杂化的、位于狮子沟逆断层上盘一个不对称的短轴背斜，断层发育，位于背斜东南部的西5号断层近南北走向，长2600m以上，断距由数十到上百米，西倾正断，把花土沟构造分割成背斜主体和东南断鼻两大部分。探明叠合含油面积为5.9km2，探明石油地质储量是4052×104t，埋深在256m～1600m，平均孔隙度19.6%，平均空气渗透率119×10-3um2，原始地层压力4.6～8.3MPa。
花土沟油田断层发育、含油井段长、储层非均质性较强，随着油田2002年细分层系注水开发工作的深入，油田地下油水分布变得错综复杂，纵向注水不均衡，平面注采不平衡，压力持续下降，水驱控制和水驱动用程度低，平面上大部分区域欠注，但部分区域存在单层突进现象，产量递减较快，水驱开发效果变差。2009年以来，在深化油藏地质研究的基础上，通过油藏精细描述与剩余油挖潜，注采对应关系研究，实施强化注水的注水开发策略，通过增加注水井点，完善注采井网，层系调整及归位，并根据剩余油分布特征及类型，实施注采精细调整，油田开发效果趋于好转，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，自然递减率由14.37%降低到8.7%，单井日产油量保持相对稳定，为该油藏的合理高效开发打下良好基础。
一、深化精细油藏描述研究，夯实地质基础
1.深化储层认识，挖掘次非主力层潜力
通过对已有井的精细地层对比和二次测井精细解释研究分析，重新勾画花土沟10个油组215个小层的油砂体分布图，发现花土沟油田存在部分一次解释为干层或油水同层或未解释的漏失油层，漏失油层中既有常规油层，也有低阻油层和薄差油层。通过对2005-2010年70口典型井综合解释结论变更情况分析，70口井共718层次1275m井段原解释结论为干层或油水同层或未解释，经综合分析解释为差油层或油层。其中差油层474层，占总层数的66%，厚度比例为55.6%；油层244层，占总层数的34.0%，厚度比例为44.4%。
结合实际生产，发掘接替储量。花土沟油田X油组，含油面积2.18 km2，地质储量91.75×104t，主要岩性为泥岩，粉砂质泥岩，粉砂岩，以灰色泥岩为主表现为弱的水动力条件，属于浅湖-半深湖沉积，形成于中新世主要呈湖期；油组内砂岩单层厚度绝大多数小于2m，平面上具有西厚东薄的特点。到2012年底共有15口油井只在Ⅹ油组薄差层射孔投产，取得了较好的产能，平均单井日产油1.96t，含水20.6%；根据目前资料和投产情况揭示，Ⅹ油组的10號～15号小层具有较好产能，Ⅹ油组薄差层是花土沟油田下步重点的挖潜方向。
2.量化剩余油及油水分布规律，明确潜力方向
2.1量化小层剩余油分布
通过剩余油定性分析（产液剖面、吸水剖面、新井测井解释）和定量研究（含水分级图、数值模拟、油藏工程方法、），分析了层系和小层的开采程度、水淹状况、剩余油在纵向和平面的分布规律以及影响剩余油分布的因素，并对区块和分层采收率和剩余可采储量进行了预测。花土沟油田剩余油分布，主要是在断层附近、注采不完善区域、单井控制孤立砂体及油井间的“死油区”。
根据绘制的油砂体图及产量劈分成果统计分析可知，花土沟油田油砂体地质储量2991×104t，累积产油418×104t，采出程度为10.27%，剩余储量2573×104t，各油层组储量分布情况见图1。
从油组上看，VI油组剩余储量最多，为今后重点开展工作的油组。
将油砂体储量及产量劈分到215个小层，统计分析可知，目前剩余储量大于30×104t的小层共11个，占总小层数的5.1%；这些小层剩余储量之和为514.26×104t，占总剩余储量的20%。这些小层为今后重点挖潜的对象。
2.2搞清纵向、平面油水分布规律
花土沟油田，边水不活跃，弹性能量小，全面注水开发后，油井具有见效率高见效期长见效后产量上升幅度大水推速度慢等特点，目前油田已进入中含水开发阶段，且含水上升速度呈加快趋势。2006年以来，积极开展井间示踪剂测试，到2012年底完成了55个井组的示踪分析，为研究地下油水运动规律提供了直接可靠的依据。
2.2.1纵向油水运动规律
油田纵向上层多层薄，沉积储层类型多样，从Ⅷ╟Ⅹ油组的浅湖、半深湖亚相沉积到Ⅳ-Ⅶ油组三角洲前缘亚相沉积再到○-Ⅲ油组三角洲平原亚相沉积，纵向上不同类型及物性砂体叠置，混注混采，导致纵向上产吸的不均衡。即Ⅰ-Ⅳ油组总体吸水强度要高于Ⅴ-Ⅹ油组，意味着Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ上层系物性好于下部，局部井点见效较好，但需控制避免过早水淹。砂体规模大小与平均吸水强度没有正相关，反而是大规模砂体由于注采井网相对完善，吸水井点多，通过合理调整，平均吸水强度不高，这类砂体水淹弱；倒是部分小规模砂体，如果处在较好沉积相带上，吸水强度大，易于发生水窜水淹。因此，纵向上需对吸水好的小砂体油层加强控制。 2.2.2平面油水运动规律
平面上油水运动主要受控于沉积微相发育分布特征及注采井网配置。花土沟油田属于辫状河三角洲——半深湖沉积体系，各种微相类型多，分布复杂，横向上相变快，造成地下油水运动规律比较复杂。应用示踪剂测试，可以判断注水水流方向，明确注采井间关系。油田在2006年开展了18个井组的示踪剂监测，所选注水井分布在各个层系均有（除○层系），监测结果对油水运动规律分析提供了可靠依据。根据监测结果，油田平面油水运动具有以下一些特征：
a）大砂体注入水波及面积大，水推进速度慢
b）受物源控制，具有一定水驱优势方向
c）分流河道砂体，水推进速度较快
d）断层开启，影响注水效果，存在沿断层面水窜现象
二、精细注采调控，改善开发效果
1.调整原则
1.1以层系为单元实施综合治理，按照井组由下至上、由主体到边部的原则逐步展开；
1.2充分利用现有井网，适当补钻调整井和更新井；
1.3优先实施注采井组的优化调整，对跨层系井进行调整归位；
1.4注重水井治理先行，治好一口水井，搞活一大片；
1.5井组统筹考虑，按矛盾大小顺序治理。
2.调整思路
2.1○、Ⅰ上层系层系以注水开发试验为基础，一是通过新钻井提高井网控制程度，建成产能，二是利用下层系井上返开采。
2.2Ⅰ下、Ⅱ上、Ⅱ下层系立足现有井网，在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度，同时井网密集地区层调上返。
2.3Ⅲ层系以抽稀井网为主，提高注采井数比，局部地区通过老井转注完善注采井网，重点治理高含水油井。
2.4Ⅳ层系纵向上细分开发层系，解决井段过长、纵向矛盾突出的问题；平面上在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度。
3.主要做法
3.1优化注水水质，实现“注好水”
花土沟油田具有“中等速敏、较强水敏、中等-强酸敏及碱敏”的特征，对注入水质的要求比较高。为了保证注入水质让地层“喝的好”，在花土沟注水站南泵房清水端新增紫外杀菌装置两套，安装过滤装置两套，保证注入水质符合《油田注水管理规定》；建立了简便实用的石灰乳现场检测方法，用于杜绝药剂质量问题而引起的水质波动现象，现场实施后见到较好效果；针对花土沟北山回注污水机杂沿程升高的现状（特别是分水缸至井口段），积极开展分水器和水支线清垢工作，并结合注水配套系统现状建立了多方位、全覆盖的水质监测机制，建立从水源至注水井口水质监测点共56个，水质达标率提升到95%。
3.2细分开发层系，减缓层间矛盾
花土沟油田IV层系包括VII、VIII、IX、X四个油组，74 个小层、280多米含油井段，小层间的储层物性差别大，渗透率级差达到了73，层间矛盾突出，纵向动用不均，水驱控制程度53%，水驱动用程度32%，采油速度0.44%，开发指标较差，影响整个油田的开发效果；IV层系地质储量采出程度13%，剩余地质储量765×104t，有很好的储量基础，通过细分论证，满足层系细分要求，分为两套层系开发，将VII油组用一套井网开发；VIII、IX、X三个油组一套井网开发，并采用优先射开X油组生产，适时补射开VIII、IX油组开发，共新钻油井23口，水井14口，转注油井4口。利用两套开发层系，48个注采井组，水驱控制程度提高到68%，水驱动用程度提高到46%，年产油由2.55×104t提高到3.61×104t，改变之前用一套层系开发效果差的状况。
3.3卡堵结合，降低无效水循环，提高注入水利用率
由于层间矛盾突出，高渗层、大孔道的存在，导致水驱油效率下降，油井高含水，而注入水利用率低。根据三、四层系的65个井组动态分析并结合示踪剂，VI-5、VI-17、VII-7、 VII-14、VII-24、VIII9、VIII10小层为单层突进严重，小层平面上大面积水淹，因此，重点对这些小层做工作，油水井结合，在油井实施卡堵出水层164井次，水井上控制高渗层注入量115井次，实施调驱措施43井次，存水率由0.6提高到0.8，有效提高注入水利用率。
3.4针对零星小断块，立足一对一完善注采井网
花土沟油田断层发育，如图2，共有断层28条，其中二级断层1个，三级断层4个，四级断层6个，五级断层17个。地下构造被断層复杂化，存在很多小断块。这些断块含油面积小，断块内井数少，处于小断块中的油井存在有采无注现象。但由于断块数量多，整体储量不容忽略。自2009年以来针对零星小断块的特点，对七套开发层系的注采井网逐一进行分析，找出小断块并精雕细琢，利用部分低产或高含水的油井实施转注，建立小注采系统，提高水驱储量，完善小断块10个，增加水驱控制储量98×104t，取得了较好效果。
图2 花土沟油田断层分布图
3.5精细井组动态分析，做到“一井一法、一组一策”
紧抓井组动态分析，提高单井产量。花土沟油田七套开发层系的149个井组，331口油井，每一个井组进行精细分析。首先从产量递减快、矛盾突出的典型井组入手，分析注采平衡、压力平衡、含水上升变化情况，结合油层物性和连通状况由点及面地开展分析，把注水井的注水状况和吸水能力及与其周围有关油井之间的注采关系分析清楚，找出油、水井的各种矛盾及其原因，并对有关油、水井分别提出具体的调整措施，制定有针对性的、现场上切实可行的调整意见或治理方法，真正做到“一井一法、一组一策”，改善井组的开发效果，从而达到提高整个油田开发效果的目的。
三、取得的效果
1.油田产量保持平稳。自2009年以来，油田年产油稳定在16×104t左右，产量快速下降的趋势得到扭转。
2.油田递减控制较好。自然递减率和综合递减率分别由2009年的14.37%、9.18%，降低到2012年的8.7%、5.5%，开发形势变好。
3.注水井分注率由60%提高到77.1%，分注合格率由52%提高到85.6%，水驱控制程度由72.1%提高到76.1%，水驱动用程度由36.2%提高到47.7%，油水井连通状况好转。
四、结论
通过近几年开展的精细注水工作，以油藏精细描述与剩余油挖潜为基础，逐步实施优化水质、井网完善、层系细分、水井分注等工作，完善了26个注采井组，套损更新恢复40个井组，自然递减率由14.37%降低到8.7%，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，含水上升率由7.9%降低到3.87%，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的，油田综合开发效果得到了明显提升。
参考文献
[1] 周琦等.萨尔图油田河流相储集层高含水后期剩余分布规律研究[J].石油勘探与开发，1997，24（4）：51-53.
[2] 计秉玉.喇萨杏油田高含水期提高采收率的主要技术对策[J].大庆石油地质与开发， 2004，23（5）： 47-53.
[3] 李忠江，杜庆龙，杨景强.高含水后期单层剩余油识别方法研究[J].大庆石油地质与开发，2001 （06）.
[4] 徐安娜，穆龙新，裘怿楠.我国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律[J].石油勘探与开发，1998（05）.
作者简介：张庆辉（1984-），男，山东成武人，2012年毕业于中国石油大学（北京），获油气田开发工学硕士学位，目前在青海油田勘探开发研究院，油藏助理工程师，从事油气田开发方面的研究工作。
关键词：精细油藏描述 注水开发 精细注水 注采完善
花土沟构造是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山背斜带狮子沟三级构造上的三个浅层高点之一，南北相邻的狮子沟和游园沟高点均为已探明油田。地下构造是一个被断层复杂化的、位于狮子沟逆断层上盘一个不对称的短轴背斜，断层发育，位于背斜东南部的西5号断层近南北走向，长2600m以上，断距由数十到上百米，西倾正断，把花土沟构造分割成背斜主体和东南断鼻两大部分。探明叠合含油面积为5.9km2，探明石油地质储量是4052×104t，埋深在256m～1600m，平均孔隙度19.6%，平均空气渗透率119×10-3um2，原始地层压力4.6～8.3MPa。
花土沟油田断层发育、含油井段长、储层非均质性较强，随着油田2002年细分层系注水开发工作的深入，油田地下油水分布变得错综复杂，纵向注水不均衡，平面注采不平衡，压力持续下降，水驱控制和水驱动用程度低，平面上大部分区域欠注，但部分区域存在单层突进现象，产量递减较快，水驱开发效果变差。2009年以来，在深化油藏地质研究的基础上，通过油藏精细描述与剩余油挖潜，注采对应关系研究，实施强化注水的注水开发策略，通过增加注水井点，完善注采井网，层系调整及归位，并根据剩余油分布特征及类型，实施注采精细调整，油田开发效果趋于好转，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，自然递减率由14.37%降低到8.7%，单井日产油量保持相对稳定，为该油藏的合理高效开发打下良好基础。
一、深化精细油藏描述研究，夯实地质基础
1.深化储层认识，挖掘次非主力层潜力
通过对已有井的精细地层对比和二次测井精细解释研究分析，重新勾画花土沟10个油组215个小层的油砂体分布图，发现花土沟油田存在部分一次解释为干层或油水同层或未解释的漏失油层，漏失油层中既有常规油层，也有低阻油层和薄差油层。通过对2005-2010年70口典型井综合解释结论变更情况分析，70口井共718层次1275m井段原解释结论为干层或油水同层或未解释，经综合分析解释为差油层或油层。其中差油层474层，占总层数的66%，厚度比例为55.6%；油层244层，占总层数的34.0%，厚度比例为44.4%。
结合实际生产，发掘接替储量。花土沟油田X油组，含油面积2.18 km2，地质储量91.75×104t，主要岩性为泥岩，粉砂质泥岩，粉砂岩，以灰色泥岩为主表现为弱的水动力条件，属于浅湖-半深湖沉积，形成于中新世主要呈湖期；油组内砂岩单层厚度绝大多数小于2m，平面上具有西厚东薄的特点。到2012年底共有15口油井只在Ⅹ油组薄差层射孔投产，取得了较好的产能，平均单井日产油1.96t，含水20.6%；根据目前资料和投产情况揭示，Ⅹ油组的10號～15号小层具有较好产能，Ⅹ油组薄差层是花土沟油田下步重点的挖潜方向。
2.量化剩余油及油水分布规律，明确潜力方向
2.1量化小层剩余油分布
通过剩余油定性分析（产液剖面、吸水剖面、新井测井解释）和定量研究（含水分级图、数值模拟、油藏工程方法、），分析了层系和小层的开采程度、水淹状况、剩余油在纵向和平面的分布规律以及影响剩余油分布的因素，并对区块和分层采收率和剩余可采储量进行了预测。花土沟油田剩余油分布，主要是在断层附近、注采不完善区域、单井控制孤立砂体及油井间的“死油区”。
根据绘制的油砂体图及产量劈分成果统计分析可知，花土沟油田油砂体地质储量2991×104t，累积产油418×104t，采出程度为10.27%，剩余储量2573×104t，各油层组储量分布情况见图1。
从油组上看，VI油组剩余储量最多，为今后重点开展工作的油组。
将油砂体储量及产量劈分到215个小层，统计分析可知，目前剩余储量大于30×104t的小层共11个，占总小层数的5.1%；这些小层剩余储量之和为514.26×104t，占总剩余储量的20%。这些小层为今后重点挖潜的对象。
2.2搞清纵向、平面油水分布规律
花土沟油田，边水不活跃，弹性能量小，全面注水开发后，油井具有见效率高见效期长见效后产量上升幅度大水推速度慢等特点，目前油田已进入中含水开发阶段，且含水上升速度呈加快趋势。2006年以来，积极开展井间示踪剂测试，到2012年底完成了55个井组的示踪分析，为研究地下油水运动规律提供了直接可靠的依据。
2.2.1纵向油水运动规律
油田纵向上层多层薄，沉积储层类型多样，从Ⅷ╟Ⅹ油组的浅湖、半深湖亚相沉积到Ⅳ-Ⅶ油组三角洲前缘亚相沉积再到○-Ⅲ油组三角洲平原亚相沉积，纵向上不同类型及物性砂体叠置，混注混采，导致纵向上产吸的不均衡。即Ⅰ-Ⅳ油组总体吸水强度要高于Ⅴ-Ⅹ油组，意味着Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ上层系物性好于下部，局部井点见效较好，但需控制避免过早水淹。砂体规模大小与平均吸水强度没有正相关，反而是大规模砂体由于注采井网相对完善，吸水井点多，通过合理调整，平均吸水强度不高，这类砂体水淹弱；倒是部分小规模砂体，如果处在较好沉积相带上，吸水强度大，易于发生水窜水淹。因此，纵向上需对吸水好的小砂体油层加强控制。 2.2.2平面油水运动规律
平面上油水运动主要受控于沉积微相发育分布特征及注采井网配置。花土沟油田属于辫状河三角洲——半深湖沉积体系，各种微相类型多，分布复杂，横向上相变快，造成地下油水运动规律比较复杂。应用示踪剂测试，可以判断注水水流方向，明确注采井间关系。油田在2006年开展了18个井组的示踪剂监测，所选注水井分布在各个层系均有（除○层系），监测结果对油水运动规律分析提供了可靠依据。根据监测结果，油田平面油水运动具有以下一些特征：
a）大砂体注入水波及面积大，水推进速度慢
b）受物源控制，具有一定水驱优势方向
c）分流河道砂体，水推进速度较快
d）断层开启，影响注水效果，存在沿断层面水窜现象
二、精细注采调控，改善开发效果
1.调整原则
1.1以层系为单元实施综合治理，按照井组由下至上、由主体到边部的原则逐步展开；
1.2充分利用现有井网，适当补钻调整井和更新井；
1.3优先实施注采井组的优化调整，对跨层系井进行调整归位；
1.4注重水井治理先行，治好一口水井，搞活一大片；
1.5井组统筹考虑，按矛盾大小顺序治理。
2.调整思路
2.1○、Ⅰ上层系层系以注水开发试验为基础，一是通过新钻井提高井网控制程度，建成产能，二是利用下层系井上返开采。
2.2Ⅰ下、Ⅱ上、Ⅱ下层系立足现有井网，在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度，同时井网密集地区层调上返。
2.3Ⅲ层系以抽稀井网为主，提高注采井数比，局部地区通过老井转注完善注采井网，重点治理高含水油井。
2.4Ⅳ层系纵向上细分开发层系，解决井段过长、纵向矛盾突出的问题；平面上在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度。
3.主要做法
3.1优化注水水质，实现“注好水”
花土沟油田具有“中等速敏、较强水敏、中等-强酸敏及碱敏”的特征，对注入水质的要求比较高。为了保证注入水质让地层“喝的好”，在花土沟注水站南泵房清水端新增紫外杀菌装置两套，安装过滤装置两套，保证注入水质符合《油田注水管理规定》；建立了简便实用的石灰乳现场检测方法，用于杜绝药剂质量问题而引起的水质波动现象，现场实施后见到较好效果；针对花土沟北山回注污水机杂沿程升高的现状（特别是分水缸至井口段），积极开展分水器和水支线清垢工作，并结合注水配套系统现状建立了多方位、全覆盖的水质监测机制，建立从水源至注水井口水质监测点共56个，水质达标率提升到95%。
3.2细分开发层系，减缓层间矛盾
花土沟油田IV层系包括VII、VIII、IX、X四个油组，74 个小层、280多米含油井段，小层间的储层物性差别大，渗透率级差达到了73，层间矛盾突出，纵向动用不均，水驱控制程度53%，水驱动用程度32%，采油速度0.44%，开发指标较差，影响整个油田的开发效果；IV层系地质储量采出程度13%，剩余地质储量765×104t，有很好的储量基础，通过细分论证，满足层系细分要求，分为两套层系开发，将VII油组用一套井网开发；VIII、IX、X三个油组一套井网开发，并采用优先射开X油组生产，适时补射开VIII、IX油组开发，共新钻油井23口，水井14口，转注油井4口。利用两套开发层系，48个注采井组，水驱控制程度提高到68%，水驱动用程度提高到46%，年产油由2.55×104t提高到3.61×104t，改变之前用一套层系开发效果差的状况。
3.3卡堵结合，降低无效水循环，提高注入水利用率
由于层间矛盾突出，高渗层、大孔道的存在，导致水驱油效率下降，油井高含水，而注入水利用率低。根据三、四层系的65个井组动态分析并结合示踪剂，VI-5、VI-17、VII-7、 VII-14、VII-24、VIII9、VIII10小层为单层突进严重，小层平面上大面积水淹，因此，重点对这些小层做工作，油水井结合，在油井实施卡堵出水层164井次，水井上控制高渗层注入量115井次，实施调驱措施43井次，存水率由0.6提高到0.8，有效提高注入水利用率。
3.4针对零星小断块，立足一对一完善注采井网
花土沟油田断层发育，如图2，共有断层28条，其中二级断层1个，三级断层4个，四级断层6个，五级断层17个。地下构造被断層复杂化，存在很多小断块。这些断块含油面积小，断块内井数少，处于小断块中的油井存在有采无注现象。但由于断块数量多，整体储量不容忽略。自2009年以来针对零星小断块的特点，对七套开发层系的注采井网逐一进行分析，找出小断块并精雕细琢，利用部分低产或高含水的油井实施转注，建立小注采系统，提高水驱储量，完善小断块10个，增加水驱控制储量98×104t，取得了较好效果。
图2 花土沟油田断层分布图
3.5精细井组动态分析，做到“一井一法、一组一策”
紧抓井组动态分析，提高单井产量。花土沟油田七套开发层系的149个井组，331口油井，每一个井组进行精细分析。首先从产量递减快、矛盾突出的典型井组入手，分析注采平衡、压力平衡、含水上升变化情况，结合油层物性和连通状况由点及面地开展分析，把注水井的注水状况和吸水能力及与其周围有关油井之间的注采关系分析清楚，找出油、水井的各种矛盾及其原因，并对有关油、水井分别提出具体的调整措施，制定有针对性的、现场上切实可行的调整意见或治理方法，真正做到“一井一法、一组一策”，改善井组的开发效果，从而达到提高整个油田开发效果的目的。
三、取得的效果
1.油田产量保持平稳。自2009年以来，油田年产油稳定在16×104t左右，产量快速下降的趋势得到扭转。
2.油田递减控制较好。自然递减率和综合递减率分别由2009年的14.37%、9.18%，降低到2012年的8.7%、5.5%，开发形势变好。
3.注水井分注率由60%提高到77.1%，分注合格率由52%提高到85.6%，水驱控制程度由72.1%提高到76.1%，水驱动用程度由36.2%提高到47.7%，油水井连通状况好转。
四、结论
通过近几年开展的精细注水工作，以油藏精细描述与剩余油挖潜为基础，逐步实施优化水质、井网完善、层系细分、水井分注等工作，完善了26个注采井组，套损更新恢复40个井组，自然递减率由14.37%降低到8.7%，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，含水上升率由7.9%降低到3.87%，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的，油田综合开发效果得到了明显提升。
参考文献
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作者简介：张庆辉（1984-），男，山东成武人，2012年毕业于中国石油大学（北京），获油气田开发工学硕士学位，目前在青海油田勘探开发研究院，油藏助理工程师，从事油气田开发方面的研究工作。