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摘要：分析了井网加密后多井网并存产生的问题，并提出了从采油井和注水井两方面入手探寻新老井网注水量劈分的方法，影响劈分系数的因素，确保区内各套井网注好注夠水，保持合理的注采比，保证地层压力稳定，为多井网并存区块的动态调整提供了方法，还可以为今后的二次开发区块提供宝贵的经验。
关键词：注采系统调整；方法
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A 文章编号：
中区西部作为二次开发的第一个区块，二类及三类新井网投产后，区内萨葡井网有5套，井网复杂。新井投产采取分产能区、分工区，从北到南、从东到西的方式推进。产能区的投产投注采取了新井网采油井和注水井同步投产、新井射孔和利用井补孔方案的同步拟定、同井场注水井先封堵老井网注水井后射开新注水井。注采矛盾突出，比如新老井网的注水量匹配关系；同井场封堵注水量下降大；利用油井措施工作量大，施工时间长等问题，如何协调好新老井网的注采关系，保证新老井网的产量衔接，减缓老井网的产量递减，都是需要研究的问题。通过研究发现，在实际工作中，利用采油井的补孔工作无法按计划完成，无法完善三类油层的注采关系，必须及时做好井组内注水井的调整工作。
一、三类油层新井投产及老井利用情况
（1）方案设计。根据中区西部二次开发的要求，对萨葡三类油层采用106m左右不规则五点法井网加密调整，新布井518口，采油井203口，注水井315口，平均单井射开砂岩厚度13.2m，有效厚度2.4m，油井折算有效采液强度5.5t/d.m，单井日产液30.3t，日产油3.0t，含水90%。按照区块1.05注采比设计注入井单井日注水38m3。注水强度6.93m3/d.m，利用采油井补孔162口，水井补孔2口。
（2）目前三类油层新井投产情况。中区西部萨葡油层2009年12月开始投产，截至到2010年12月，油水井投产投注516口，注水井315口全部投完，油井投产201口，2口未投（Z531-S301开春后投，Z521-S314最近投）；方案设计利用162口采油井，完成补孔后利用117口，7口因为补孔厚度小，不补孔直接利用，38口未完成作业利用。设计利用的2口水井已补孔开井。由于二次开发的区块井网复杂，井距小，加密后共有萨葡5套井网同时生产，地下注采平衡方面面临着新的问题。首先，加密前中区西部萨葡油层区域地层压力相对较低， 2008年地层压力8.9MPa，低于水驱平均地层压力0.28MPa，钻降又影响了地层压力， 2010年地层压力8.69MPa，钻降前后对比下降0.21 MPa。其次，配合新井网二类三类油层封堵后地层能量无法及时补充，造成地层压力下降。最后，采用井采取补孔利用后也需要地层能量的及时补充。根据油层发育情况及井距相对较近现实，没有采取压投，采油井按折算有效采液强度4.5t/d.m预产，按照以采定注的原则，设计注采比1.18注入井的日配注53m3，折算有效注水强度5.05m3/d.m。实际投产时全区518口井，平均单井射开砂岩厚度26.2m，有效厚度5.8m，其中采油井射开砂岩厚度30.8m，有效厚度6.3m，投产初期，采油井平均单井日产液39.1t，日产油3.4t，含水91.3%。注水井射开砂岩厚度23.2m，有效厚度5.4m，平均单井日配注53m3，日实注49m3。目前单井日产液39t，日产油3.6t，含水90.95%。油井折算有效采液强度为2.93t/d.m，单井日配注59 m3，日实注55m3，折算有效注水强度5.25m3/d.m。
二、三类油层加密后区块开发过程中出现的问题
随着新井的投产及钻降的不断恢复，全区日注水、日产液、日产油均呈上升的趋势，含水相对稳定。老井网目前还没有恢复到钻降前的生产水平，日注水是钻降前的68%，日产液是86%，日产油是81%。新井日注水，日产液，日产油均增加，含水呈下降趋势。总体上，中区西部加密后开发效果正常，新井日产油达到设计标准，含水略超，但区域间注采存在差异，尤其是三矿地区注采比偏高，含水上升较快
（1）区域内注采存在差异，三矿地区注采比偏高。从 2010年7月新井投注后，全区注采比开始逐渐上升，主要是三矿上升。12月选值数据表明，全区的月注采比1.44，老井网是0.98，新井网2.14；其中，三矿月注采比偏高，为1.72，老井网1.25，新井网2.4。
（2）月含水出现明显上升的趋势。2010年12月月含水91.69%，与上月对比，上升0.16%，主要升在三矿，三矿2010年12月含水91.66%，月对比升0.55%，其中新井网12月含水90.8%，月含水升0.69%，老井网12月含水92.27%，月含水升0.5%。从分层系看含水主要升在一次加密和三次加密井网。有42口井月对比含水上升值比较大，新井17口，老井25口。研究表明，含水上升快的井主要分布在西三排和中七排附近。见图1。
图1 2010年分矿含水变化图
（3）老井网封堵后，沉没度水平偏低。
三、注采矛盾突出的原因分析
3.1新井网采油井没有达到方案和预产设计的采液强度
采油井平均单井射开砂岩厚度30.8m，有效厚度6.3m，实际射开的厚度大于方案设计的厚度，分别是方案厚度的2.3倍、2.6倍，但是采液强度仅为2.93t/d.m，比设计的低1.57 t/d.m，也就是单井少产液21t，203口合计少产液4263t。
（1）原方案设计采油井按照30%的比例有61口压裂投产，新井投产时，没有按设计采取压裂，导致采液强度低。
（2）新井投产后，沉没度高的井提液不及时，采液强度低。三矿新井的调参工作比较滞后，截至目前上调参35口，压裂5口。2010年12月单井日产液37.5t，日产油3.5t，含水90.8%，沉没度363m，而六矿同期上产措施比较及时，上调参92口，压裂8口，换泵8口。2010年12月单井日产液41.2t，日产油3.7t，含水91.1%，沉没度352m。
3.2老井网利用油井补孔工作没有及时完成，造成三类油层注采不完善，注采比高
区块共有补孔利用油井162口，剩余38口，周围的三类油层注水井已经投注，注采不完善，其中17口井作业终止后关井，影响日产液768t，日产油54.7t；如果38口补孔后，日产液增加760t，日产油增加60.8t，两项合计日产液将增加1528t，日产油增加608t。
3.3利用井措施后部分井增液低，增油效果差
利用井采取复合措施作为本井网和新井网的采油井，采取复合措施利用155口，其中137口是纯补孔，另18口是补孔加封堵或堵水。统计表明，平均单井日增液20.8t，日增油1.6t，含水上升0.4%，纯补孔的井92口，单井日增液21.2t，日增油1.6t，含水上升0.4%；补孔加封堵井效果最差增液增油低，含水上升；补孔加堵水效果最好，平均单井日增液54t，日增油2.2t，含水降1.26%。纯补孔井中有41口井，单井日增液小于20t，日增油小于1.6t。
3.4避免老井对新井网的干扰，封堵老井网的水量多，加上钻降影响，区域沉没度比较低，需要新井网补充一定的水量，导致月注采比高
统计同井场42口，日配注下降3500m3；中三排28口，日配注下降1405 m3，日配注合计下降m3 ，两项合计日配注下降4905 m3；老注水井封堵掉SII10-SIII10和部分三类油层后，采出井对应的层段仍然生产，依靠新井网补充地层能量。
四、新老井网注水量匹配关系的初步探讨
4.1动态数据反推法
利用井补孔增加的油量和水量，按照新井网的注采比，反推需要的注水量，作为新井网补充老井网的水量，再除以新井网的注水量结果就是新井网批分给老井网的批分系数。统计表明，新井网的注水量有22.6%的水是注给了老井网的采油井。即新井网的劈分系数为22.6%，这个系数是随着注采比和补孔措施的效果的不同发生变化的。
公式L =Z*(T1*1.31+T2)/Q*100%；式中：L—劈分系数；Z—新井网月注采比；T1—补孔日增油；T2—补孔日增水；Q—新井网日实注。区块注水量劈分后的注采比情况见表1。
表1区块注水量劈分后的注采比
4.2静态数据统计法
（1）定义。在区块内，以新水井为中心做注采关系网格，对比井组的小层连通关系，与注水井连通的采油井小层厚度除以总连通厚度，就叫做采油井连通比例。从形状分四边形、三角形及五边形三大类，再按照采出井点所属的井网细分成小类。以四边形为例，细分成14小类。在四边形的注采关系中，第四类占的比例最大，即有2口三次采油井，2口二次采油井，共有63个井组，其次是第八类，即有2口三次采油井，1口二次采油井，1口一次采油井，有35口个井组。后四类只有很少的2-3个井组。分析表明，连通的比例与井数有关，和采油井的层系无关，按井数计算批分系数，利用的117口采油井补孔完工，新井203口，井数比例为老井32.1%，新井67.9%%。即新井网的劈分系数32.1%。
（2）公式L=W1/(W1+W2)*100%。式中：L—劈分系数；W1—利用采油井井数(口)；W2—新采油井井數(口)。两种算法的劈分系数存在的差异的原因，第一种算法是在采出端计算的，受地层条件和采油井补孔效果的影响比较大，相对偏小，第二种算法根据静态数据解释的连通厚度计算的，注入水进入地层前比较理想的注入条件劈分的。
4.3两种方法适用条件
在利用井补孔初期，由于单井补孔措施不能完全达到补孔设计的产能，建议用第一种方法；当生产一段时间后，产能下降需要压裂时，就可以按照第二种方法的劈分系数计算水量，在整个注采系统调整的过程中，劈分系数的最大值为32.1%。
五、区块注采调整原则及做法
（1）调整原则。认真研究新老井网匹配关系，通过油水井的调整和措施工作，理顺区块、区块内新井网、老井网间的注采关系，逐步将全区月注采比控制在1.3以内，新井网在1.5-1.7，老井网在0.8-1.0，减缓含水上升速度，注好注够水，逐步恢复地层压力，同时，对薄差层采取压裂调参等措施，改善动用状况，最大限度的挖潜三类油层的潜力，减少新老井网的产量递减。根据目前作业队伍情况，先控制区域注水量，待上产措施开始运行后，再相应调整注采关系，确保区块注采平衡。
（2）认真作好新老井网的水量匹配研究，从控制好新老井网的注采比着手，控制好区块整体注采比。分析含水上升井组的原因，有针对性的实施新老井网注采调整。利用井没有补孔，目前关井或者下泵上产的井区下调水量。高沉没度、高含水井区的井组适当下调水量。中七排的水井对二类油层适当控制注水。利用井补孔效果差的井，采取压裂措施，减少层间矛盾，提高薄差层的动用。对投产后低产液井、低含水井采取压裂措施，高沉没度井区调参，发挥三类油层的产液能力。
（3）调整结果。主要是对三矿的油水井进行措施调整，22口注水井下调日配注降840m3； 43口采油井调参，日产液增加203t，日产油增加17.1t，月注采比控制到1.44，新井网月注采比降到1.68，老井网降到1.08。六矿保持目前的注采比1.11。区块月注采比1.25，新井网月注采比降到1.59，老井网降到0.89，可以满足区块合理开发的要求。
六、几点认识
（1）三类油层井网加密后注采矛盾突出。新井投注后，适当提高注水量，在弥补钻降影响的同时，逐步提高区域地层压力，保持合理的注采关系。
（2）新老井网的注水量匹配关系完全可以做到定量化，解决了新井网注采的计算难题。新井网投产后，对于沉没度高的井及时调参换泵，发挥三类油层的潜力。
（3）利用采油井措施工作量大，且由于某种原因关井或者下泵生产，其周围的注水井必须及时下调注水量，避免注采矛盾的加大。
参考文献：
[1] 张继芬.提高石油采收率基础[M].北京：石油工业出版社，1997.
关键词：注采系统调整；方法
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A 文章编号：
中区西部作为二次开发的第一个区块，二类及三类新井网投产后，区内萨葡井网有5套，井网复杂。新井投产采取分产能区、分工区，从北到南、从东到西的方式推进。产能区的投产投注采取了新井网采油井和注水井同步投产、新井射孔和利用井补孔方案的同步拟定、同井场注水井先封堵老井网注水井后射开新注水井。注采矛盾突出，比如新老井网的注水量匹配关系；同井场封堵注水量下降大；利用油井措施工作量大，施工时间长等问题，如何协调好新老井网的注采关系，保证新老井网的产量衔接，减缓老井网的产量递减，都是需要研究的问题。通过研究发现，在实际工作中，利用采油井的补孔工作无法按计划完成，无法完善三类油层的注采关系，必须及时做好井组内注水井的调整工作。
一、三类油层新井投产及老井利用情况
（1）方案设计。根据中区西部二次开发的要求，对萨葡三类油层采用106m左右不规则五点法井网加密调整，新布井518口，采油井203口，注水井315口，平均单井射开砂岩厚度13.2m，有效厚度2.4m，油井折算有效采液强度5.5t/d.m，单井日产液30.3t，日产油3.0t，含水90%。按照区块1.05注采比设计注入井单井日注水38m3。注水强度6.93m3/d.m，利用采油井补孔162口，水井补孔2口。
（2）目前三类油层新井投产情况。中区西部萨葡油层2009年12月开始投产，截至到2010年12月，油水井投产投注516口，注水井315口全部投完，油井投产201口，2口未投（Z531-S301开春后投，Z521-S314最近投）；方案设计利用162口采油井，完成补孔后利用117口，7口因为补孔厚度小，不补孔直接利用，38口未完成作业利用。设计利用的2口水井已补孔开井。由于二次开发的区块井网复杂，井距小，加密后共有萨葡5套井网同时生产，地下注采平衡方面面临着新的问题。首先，加密前中区西部萨葡油层区域地层压力相对较低， 2008年地层压力8.9MPa，低于水驱平均地层压力0.28MPa，钻降又影响了地层压力， 2010年地层压力8.69MPa，钻降前后对比下降0.21 MPa。其次，配合新井网二类三类油层封堵后地层能量无法及时补充，造成地层压力下降。最后，采用井采取补孔利用后也需要地层能量的及时补充。根据油层发育情况及井距相对较近现实，没有采取压投，采油井按折算有效采液强度4.5t/d.m预产，按照以采定注的原则，设计注采比1.18注入井的日配注53m3，折算有效注水强度5.05m3/d.m。实际投产时全区518口井，平均单井射开砂岩厚度26.2m，有效厚度5.8m，其中采油井射开砂岩厚度30.8m，有效厚度6.3m，投产初期，采油井平均单井日产液39.1t，日产油3.4t，含水91.3%。注水井射开砂岩厚度23.2m，有效厚度5.4m，平均单井日配注53m3，日实注49m3。目前单井日产液39t，日产油3.6t，含水90.95%。油井折算有效采液强度为2.93t/d.m，单井日配注59 m3，日实注55m3，折算有效注水强度5.25m3/d.m。
二、三类油层加密后区块开发过程中出现的问题
随着新井的投产及钻降的不断恢复，全区日注水、日产液、日产油均呈上升的趋势，含水相对稳定。老井网目前还没有恢复到钻降前的生产水平，日注水是钻降前的68%，日产液是86%，日产油是81%。新井日注水，日产液，日产油均增加，含水呈下降趋势。总体上，中区西部加密后开发效果正常，新井日产油达到设计标准，含水略超，但区域间注采存在差异，尤其是三矿地区注采比偏高，含水上升较快
（1）区域内注采存在差异，三矿地区注采比偏高。从 2010年7月新井投注后，全区注采比开始逐渐上升，主要是三矿上升。12月选值数据表明，全区的月注采比1.44，老井网是0.98，新井网2.14；其中，三矿月注采比偏高，为1.72，老井网1.25，新井网2.4。
（2）月含水出现明显上升的趋势。2010年12月月含水91.69%，与上月对比，上升0.16%，主要升在三矿，三矿2010年12月含水91.66%，月对比升0.55%，其中新井网12月含水90.8%，月含水升0.69%，老井网12月含水92.27%，月含水升0.5%。从分层系看含水主要升在一次加密和三次加密井网。有42口井月对比含水上升值比较大，新井17口，老井25口。研究表明，含水上升快的井主要分布在西三排和中七排附近。见图1。
图1 2010年分矿含水变化图
（3）老井网封堵后，沉没度水平偏低。
三、注采矛盾突出的原因分析
3.1新井网采油井没有达到方案和预产设计的采液强度
采油井平均单井射开砂岩厚度30.8m，有效厚度6.3m，实际射开的厚度大于方案设计的厚度，分别是方案厚度的2.3倍、2.6倍，但是采液强度仅为2.93t/d.m，比设计的低1.57 t/d.m，也就是单井少产液21t，203口合计少产液4263t。
（1）原方案设计采油井按照30%的比例有61口压裂投产，新井投产时，没有按设计采取压裂，导致采液强度低。
（2）新井投产后，沉没度高的井提液不及时，采液强度低。三矿新井的调参工作比较滞后，截至目前上调参35口，压裂5口。2010年12月单井日产液37.5t，日产油3.5t，含水90.8%，沉没度363m，而六矿同期上产措施比较及时，上调参92口，压裂8口，换泵8口。2010年12月单井日产液41.2t，日产油3.7t，含水91.1%，沉没度352m。
3.2老井网利用油井补孔工作没有及时完成，造成三类油层注采不完善，注采比高
区块共有补孔利用油井162口，剩余38口，周围的三类油层注水井已经投注，注采不完善，其中17口井作业终止后关井，影响日产液768t，日产油54.7t；如果38口补孔后，日产液增加760t，日产油增加60.8t，两项合计日产液将增加1528t，日产油增加608t。
3.3利用井措施后部分井增液低，增油效果差
利用井采取复合措施作为本井网和新井网的采油井，采取复合措施利用155口，其中137口是纯补孔，另18口是补孔加封堵或堵水。统计表明，平均单井日增液20.8t，日增油1.6t，含水上升0.4%，纯补孔的井92口，单井日增液21.2t，日增油1.6t，含水上升0.4%；补孔加封堵井效果最差增液增油低，含水上升；补孔加堵水效果最好，平均单井日增液54t，日增油2.2t，含水降1.26%。纯补孔井中有41口井，单井日增液小于20t，日增油小于1.6t。
3.4避免老井对新井网的干扰，封堵老井网的水量多，加上钻降影响，区域沉没度比较低，需要新井网补充一定的水量，导致月注采比高
统计同井场42口，日配注下降3500m3；中三排28口，日配注下降1405 m3，日配注合计下降m3 ，两项合计日配注下降4905 m3；老注水井封堵掉SII10-SIII10和部分三类油层后，采出井对应的层段仍然生产，依靠新井网补充地层能量。
四、新老井网注水量匹配关系的初步探讨
4.1动态数据反推法
利用井补孔增加的油量和水量，按照新井网的注采比，反推需要的注水量，作为新井网补充老井网的水量，再除以新井网的注水量结果就是新井网批分给老井网的批分系数。统计表明，新井网的注水量有22.6%的水是注给了老井网的采油井。即新井网的劈分系数为22.6%，这个系数是随着注采比和补孔措施的效果的不同发生变化的。
公式L =Z*(T1*1.31+T2)/Q*100%；式中：L—劈分系数；Z—新井网月注采比；T1—补孔日增油；T2—补孔日增水；Q—新井网日实注。区块注水量劈分后的注采比情况见表1。
表1区块注水量劈分后的注采比
4.2静态数据统计法
（1）定义。在区块内，以新水井为中心做注采关系网格，对比井组的小层连通关系，与注水井连通的采油井小层厚度除以总连通厚度，就叫做采油井连通比例。从形状分四边形、三角形及五边形三大类，再按照采出井点所属的井网细分成小类。以四边形为例，细分成14小类。在四边形的注采关系中，第四类占的比例最大，即有2口三次采油井，2口二次采油井，共有63个井组，其次是第八类，即有2口三次采油井，1口二次采油井，1口一次采油井，有35口个井组。后四类只有很少的2-3个井组。分析表明，连通的比例与井数有关，和采油井的层系无关，按井数计算批分系数，利用的117口采油井补孔完工，新井203口，井数比例为老井32.1%，新井67.9%%。即新井网的劈分系数32.1%。
（2）公式L=W1/(W1+W2)*100%。式中：L—劈分系数；W1—利用采油井井数(口)；W2—新采油井井數(口)。两种算法的劈分系数存在的差异的原因，第一种算法是在采出端计算的，受地层条件和采油井补孔效果的影响比较大，相对偏小，第二种算法根据静态数据解释的连通厚度计算的，注入水进入地层前比较理想的注入条件劈分的。
4.3两种方法适用条件
在利用井补孔初期，由于单井补孔措施不能完全达到补孔设计的产能，建议用第一种方法；当生产一段时间后，产能下降需要压裂时，就可以按照第二种方法的劈分系数计算水量，在整个注采系统调整的过程中，劈分系数的最大值为32.1%。
五、区块注采调整原则及做法
（1）调整原则。认真研究新老井网匹配关系，通过油水井的调整和措施工作，理顺区块、区块内新井网、老井网间的注采关系，逐步将全区月注采比控制在1.3以内，新井网在1.5-1.7，老井网在0.8-1.0，减缓含水上升速度，注好注够水，逐步恢复地层压力，同时，对薄差层采取压裂调参等措施，改善动用状况，最大限度的挖潜三类油层的潜力，减少新老井网的产量递减。根据目前作业队伍情况，先控制区域注水量，待上产措施开始运行后，再相应调整注采关系，确保区块注采平衡。
（2）认真作好新老井网的水量匹配研究，从控制好新老井网的注采比着手，控制好区块整体注采比。分析含水上升井组的原因，有针对性的实施新老井网注采调整。利用井没有补孔，目前关井或者下泵上产的井区下调水量。高沉没度、高含水井区的井组适当下调水量。中七排的水井对二类油层适当控制注水。利用井补孔效果差的井，采取压裂措施，减少层间矛盾，提高薄差层的动用。对投产后低产液井、低含水井采取压裂措施，高沉没度井区调参，发挥三类油层的产液能力。
（3）调整结果。主要是对三矿的油水井进行措施调整，22口注水井下调日配注降840m3； 43口采油井调参，日产液增加203t，日产油增加17.1t，月注采比控制到1.44，新井网月注采比降到1.68，老井网降到1.08。六矿保持目前的注采比1.11。区块月注采比1.25，新井网月注采比降到1.59，老井网降到0.89，可以满足区块合理开发的要求。
六、几点认识
（1）三类油层井网加密后注采矛盾突出。新井投注后，适当提高注水量，在弥补钻降影响的同时，逐步提高区域地层压力，保持合理的注采关系。
（2）新老井网的注水量匹配关系完全可以做到定量化，解决了新井网注采的计算难题。新井网投产后，对于沉没度高的井及时调参换泵，发挥三类油层的潜力。
（3）利用采油井措施工作量大，且由于某种原因关井或者下泵生产，其周围的注水井必须及时下调注水量，避免注采矛盾的加大。
参考文献：
[1] 张继芬.提高石油采收率基础[M].北京：石油工业出版社，1997.