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摘 要：非均质油藏由于油层分布不规则，难以布置规则的注采井网。油藏油井往往多为单向注水受效，甚至处于无注水开发状态。当非均质油藏进入开发中后期，注水存在的问题日益突出，而油藏开发对注水的要求却越来越高。如何解决这一矛盾，如何精细管理好注水井，以水促油，提高水驱油效率，确保油藏进入良性开发？要牢固树立“水井先行，油水并重”的思想，抓住注水问题关键，从地面、井筒、地下入手，全面提升注水管理水平，夯實油藏稳产基础。
关键词： 非均质油藏；注采井网；驱油效率；以水促油；稳产基础
非均质油藏因其构造的复杂性和储层物性、流体性质的巨大差异性，严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。以往“重油轻水”的思想使得注水管理滞后，进一步影响了非均质油藏的开发效果。文章综述了非均质油藏注水主要存在问题，并提出了实现精细注水管理，提高油藏水驱油效果的重要措施。
1 非均质油藏注水主要存在问题
1.1 注采井网不完善
非均质油藏由于油层分布不规则，难以布置规则的注采井网。油藏油井往往多为单向注水受效，甚至处于无注水开发状态。同时，进入油藏开发中后期，因水井井下故障增多等原因造成停关井，引起注采井网的二次不完善。
1.2 欠注井增多
一方面，由于“重油轻水”的影响，水井维护工作量欠账较多，水井不能定期检管，地面维护工作不到位，导致井况变差，引起欠注。另一方面，油藏开发中后期，中高渗层主力层进入高含水，低渗油层接替主力层，但由于低渗油藏本身吸水能力低，且易油层堵塞，易发生欠注。随着不断注水，油层胶结疏松，容易出砂，造成砂埋油层而欠注。
1.3 注水井“三率”有待提高
目前水井分注采用空心配水管柱和偏心配水管柱，一般细分2-3层，不能满足目前油藏对细分注水的要求。分注井井下工具特别是封隔器，或因洗井排量过大，造成封隔器胶皮损坏，或因地面原因，水井反复停开井，封隔器胶皮反复收缩损坏，或封隔器本身质量问题，一般使用1年内封隔器失效较多，封隔有效期短，从而导致细分注水失败。分注井对水质要求更加严格。因水质较差，导致井下管柱腐蚀结垢，测试仪器测试遇阻，或测试结果不准确。综合上述因素，分注井分注率、分层注水合格率、分注井测试率都普遍较低。
2 精细注水管理的有效措施
2.1 增加有效注水井点
通过加大投转注工作力度，努力增加有效注水井点，优化完善注采井网，实现非均质油藏注上水，油井单向注水受效向多向注水受效转变。对于由于水井转大修、套管损坏等原因造成二次注采井网不完善的，可通过水井大修、扶长关转注等措施，完善注采井网，实现油藏合理注水开发。
2.2 有效治理欠注井
水井欠注是影响非均质油藏开发效果的因素之一。针对引起水井欠注原因，通过多种举措攻欠增注，保证油藏注够水，恢复油藏地层能量。
欠注井治理做到防治结合，通过油藏、开发、地面一体化管理，水质和注水压力管理，加大欠注井治理力度，确保欠注井治理有效性和长效性。建立欠注井预警系统，做好欠注井预防与预警工作，增加对于注水井注水压力和水量变的敏感性，及时采取措施，从根源上减少欠注井的发生。
2.3 细分注水协调平面、层间矛盾。
在现有注采井网条件下，注采调整方式由单一的平面完善逐步扩展到细分重组，进而水井分注成为缓和层间矛盾、强化中低渗油层注水、调整平面矛盾的重要手段。对挖掘差油层潜力，控水稳油，提高非均质油藏注水开发效果，具有其重要的作用。一是结合油藏特点，做好分注工作，进一步提高水井分注率；二是结合地面井筒工艺，优化方案，重点解决封隔器问题，优选封隔器，延长其使用寿命；三是做好分注井分层测试工作，注水井测试前后都需要大排量洗井；四是加大分注井日常资料录取力度，特别是水井井口套压资料的录取，保证及时发现问题。同时加大其对应油井生产动态跟踪，根据油井动态变化，及时对水井进行调配，提高分注井注水效果。五是加大分注井日常洗井（洗井排量控制在30m3/h以内）、定期换管换封等维护管理工作。
2.4 强化水井动态周期调配
当提高注水压力时，裂缝及高渗透带中的流体被驱流向生产井，另一方面，低渗透带渗吸压力升高，在停注阶段，裂缝和高渗透层由于渗透率高，压力下降较快，低渗透带压力下降较慢，当高渗透带低于低渗透带压力时，低渗透带中部分流体在毛管力和弹性力的作用下，渗流进入裂缝和高渗透带，再流向生产井。实际应用中随着间注次数的增多，间注效果逐渐变差，分析主要原因有两方面：一是随着间注次数的增多，高低渗透带间可供交换的剩余油逐渐减少，而周期注水提高采收率是以非均质储层驱替过程的不均匀状况所引起的高、渗透层含油饱和度差为重要条件的，含油饱和度差越大，油水交渗流量就越大，周期注水的效果就越好，经过多个周期以后，低渗透层中一部分油已被驱出，高、低渗透层之间的含水饱和度差逐渐减少，周期注水的效果越来越小。二是对于采出程度高，综合含水较高的井区，由于油层含水饱和度高，水相渗透率大，油层可能已形成优势渗透水道，导致周期注水过程中注水压力并不上升，低渗透储层无法得到动用。因此，在驱动力不变的情况下，随可供置换范围内剩余油减少，间注效果逐渐变差，动态开发中表现为：初期间注，井组含水下降明显，产油量上升，特别是中高含水井见效明显，但随着间注次数的增多，井组产液量可能下降，井组含水下降幅度减少，使产油量下降，间注效果逐渐变差，如：A井组，由于长期的电泵井高强度开采，井组油井综合含水在98%以上，自2016年水井B实施周期性注水后，对应油井C和D井含水短时间下降出现明显下降，但经过几个周期注水后效果逐渐变差，较间注前产能基本持平。
2.5实施水井调剖
在油田特高含水开发后期，注采矛盾越来越突出，采取了两种措施相结合的办法，其机理在于：通过调剖，使高渗透区渗透率下降，随注入压力上升，驱替压力提高，使注入水波及体积增加，同时流体与低渗透区间渗吸作用增强，此时再利用周期注水降压，置换出低渗透层中未被波及的储量。这种综合措施在油层中产生的作用有两方面：一是通过调剖，高渗透区渗透率下降，一部分低渗透区吸水量明显增加，调剖后这些低渗透区不需要间注措施即可发挥作用。二是调剖后一部分低渗透区由于启动压力高，吸水量并不增加，但与高渗透区发生渗吸作用，此时由于调剖后注水压力上升，渗吸范围将得到增加，这样就需要周期注水，置换出波及剩余油，来提高储量动用程度。
参考文献；
[1] 探讨高精细注水 实现高效率开发[J]. 韩圆庆. 经济师. 2016（12）
关键词： 非均质油藏；注采井网；驱油效率；以水促油；稳产基础
非均质油藏因其构造的复杂性和储层物性、流体性质的巨大差异性，严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。以往“重油轻水”的思想使得注水管理滞后，进一步影响了非均质油藏的开发效果。文章综述了非均质油藏注水主要存在问题，并提出了实现精细注水管理，提高油藏水驱油效果的重要措施。
1 非均质油藏注水主要存在问题
1.1 注采井网不完善
非均质油藏由于油层分布不规则，难以布置规则的注采井网。油藏油井往往多为单向注水受效，甚至处于无注水开发状态。同时，进入油藏开发中后期，因水井井下故障增多等原因造成停关井，引起注采井网的二次不完善。
1.2 欠注井增多
一方面，由于“重油轻水”的影响，水井维护工作量欠账较多，水井不能定期检管，地面维护工作不到位，导致井况变差，引起欠注。另一方面，油藏开发中后期，中高渗层主力层进入高含水，低渗油层接替主力层，但由于低渗油藏本身吸水能力低，且易油层堵塞，易发生欠注。随着不断注水，油层胶结疏松，容易出砂，造成砂埋油层而欠注。
1.3 注水井“三率”有待提高
目前水井分注采用空心配水管柱和偏心配水管柱，一般细分2-3层，不能满足目前油藏对细分注水的要求。分注井井下工具特别是封隔器，或因洗井排量过大，造成封隔器胶皮损坏，或因地面原因，水井反复停开井，封隔器胶皮反复收缩损坏，或封隔器本身质量问题，一般使用1年内封隔器失效较多，封隔有效期短，从而导致细分注水失败。分注井对水质要求更加严格。因水质较差，导致井下管柱腐蚀结垢，测试仪器测试遇阻，或测试结果不准确。综合上述因素，分注井分注率、分层注水合格率、分注井测试率都普遍较低。
2 精细注水管理的有效措施
2.1 增加有效注水井点
通过加大投转注工作力度，努力增加有效注水井点，优化完善注采井网，实现非均质油藏注上水，油井单向注水受效向多向注水受效转变。对于由于水井转大修、套管损坏等原因造成二次注采井网不完善的，可通过水井大修、扶长关转注等措施，完善注采井网，实现油藏合理注水开发。
2.2 有效治理欠注井
水井欠注是影响非均质油藏开发效果的因素之一。针对引起水井欠注原因，通过多种举措攻欠增注，保证油藏注够水，恢复油藏地层能量。
欠注井治理做到防治结合，通过油藏、开发、地面一体化管理，水质和注水压力管理，加大欠注井治理力度，确保欠注井治理有效性和长效性。建立欠注井预警系统，做好欠注井预防与预警工作，增加对于注水井注水压力和水量变的敏感性，及时采取措施，从根源上减少欠注井的发生。
2.3 细分注水协调平面、层间矛盾。
在现有注采井网条件下，注采调整方式由单一的平面完善逐步扩展到细分重组，进而水井分注成为缓和层间矛盾、强化中低渗油层注水、调整平面矛盾的重要手段。对挖掘差油层潜力，控水稳油，提高非均质油藏注水开发效果，具有其重要的作用。一是结合油藏特点，做好分注工作，进一步提高水井分注率；二是结合地面井筒工艺，优化方案，重点解决封隔器问题，优选封隔器，延长其使用寿命；三是做好分注井分层测试工作，注水井测试前后都需要大排量洗井；四是加大分注井日常资料录取力度，特别是水井井口套压资料的录取，保证及时发现问题。同时加大其对应油井生产动态跟踪，根据油井动态变化，及时对水井进行调配，提高分注井注水效果。五是加大分注井日常洗井（洗井排量控制在30m3/h以内）、定期换管换封等维护管理工作。
2.4 强化水井动态周期调配
当提高注水压力时，裂缝及高渗透带中的流体被驱流向生产井，另一方面，低渗透带渗吸压力升高，在停注阶段，裂缝和高渗透层由于渗透率高，压力下降较快，低渗透带压力下降较慢，当高渗透带低于低渗透带压力时，低渗透带中部分流体在毛管力和弹性力的作用下，渗流进入裂缝和高渗透带，再流向生产井。实际应用中随着间注次数的增多，间注效果逐渐变差，分析主要原因有两方面：一是随着间注次数的增多，高低渗透带间可供交换的剩余油逐渐减少，而周期注水提高采收率是以非均质储层驱替过程的不均匀状况所引起的高、渗透层含油饱和度差为重要条件的，含油饱和度差越大，油水交渗流量就越大，周期注水的效果就越好，经过多个周期以后，低渗透层中一部分油已被驱出，高、低渗透层之间的含水饱和度差逐渐减少，周期注水的效果越来越小。二是对于采出程度高，综合含水较高的井区，由于油层含水饱和度高，水相渗透率大，油层可能已形成优势渗透水道，导致周期注水过程中注水压力并不上升，低渗透储层无法得到动用。因此，在驱动力不变的情况下，随可供置换范围内剩余油减少，间注效果逐渐变差，动态开发中表现为：初期间注，井组含水下降明显，产油量上升，特别是中高含水井见效明显，但随着间注次数的增多，井组产液量可能下降，井组含水下降幅度减少，使产油量下降，间注效果逐渐变差，如：A井组，由于长期的电泵井高强度开采，井组油井综合含水在98%以上，自2016年水井B实施周期性注水后，对应油井C和D井含水短时间下降出现明显下降，但经过几个周期注水后效果逐渐变差，较间注前产能基本持平。
2.5实施水井调剖
在油田特高含水开发后期，注采矛盾越来越突出，采取了两种措施相结合的办法，其机理在于：通过调剖，使高渗透区渗透率下降，随注入压力上升，驱替压力提高，使注入水波及体积增加，同时流体与低渗透区间渗吸作用增强，此时再利用周期注水降压，置换出低渗透层中未被波及的储量。这种综合措施在油层中产生的作用有两方面：一是通过调剖，高渗透区渗透率下降，一部分低渗透区吸水量明显增加，调剖后这些低渗透区不需要间注措施即可发挥作用。二是调剖后一部分低渗透区由于启动压力高，吸水量并不增加，但与高渗透区发生渗吸作用，此时由于调剖后注水压力上升，渗吸范围将得到增加，这样就需要周期注水，置换出波及剩余油，来提高储量动用程度。
参考文献；
[1] 探讨高精细注水 实现高效率开发[J]. 韩圆庆. 经济师. 2016（12）