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[摘 要]A地区属典型的低渗透复杂断块油藏，开发难度大，尤其进入中高含水期后，存在采油速度低、含水上升快等问题，制约了油田的高速高效开发。针对影响油田开发的不利因素，充分利用新理论、新技术、新方法，油藏先后经历了补孔、压裂、周期注水以及调剖等措施。现场实践取得了较好的效果，对油田增产、稳产以及控制含水上升发挥了较大的作用。实现了低渗透复杂断块油藏中高含水期的增储上产，有效控制了含水上升率，改善了油田开发效果。对其他同类低渗透复杂断块油藏中高含水期开发具有一定的借鉴作用。
[关键词]注采比 周期注水 调剖 补孔
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）04-0127-01
1、前言
A地区为一个被断层复杂化的断块构造，构造内断层发育，断层密度为1.39条/Km2，断层以近南北走向为主，延伸长度一般在0.4-2.4Km，断距7-70m；受斷层影响，区块被分割成若干个面积约2.0-2.5Km2的单斜或断背斜，区块南部断层较多，断块面积均较小，一般在0.3-1.0Km2左右；区块总体上东南部高、西北部低；扶顶平均海拔-918.8m，最高点海拔为-814.6m，发育若干个局部的微型构造，并以小断鼻等正向微型构造为主，平均油层中深1065m。储层平均有效孔隙度为16.0%，平均空气渗透率为6.9×10-3μm2，含油饱和度54.0%。
2、中高含水期综合治理方法
采用“三角形重心加密，水井排偏移106米”的加密方式对区块进行了加密调整后需要对加密区块进行全方位的系统调整。在考虑所在区块的本身存在的开发特征的同时，必须有一套系统的调整方式，通过注水调整、调整转注、调剖等注水结构调整和压裂、堵水等产液结构调整手段，实现加密区注采关系的不断完善以及水驱控制储量在不同砂体、不同水驱方向上的均匀驱动，避免和减少纵向上单层突进和平面上单向突进，从而获得最大的水驱波及体积，最大程度地动用剩余油，控制含水上升，减缓自然递减，巩固加密效果，力求加密区稳产。
2.1 确定合理注采比及注水量
随着新井的不断投产，在进行一系列注采系统调整的基础上，新老注水井各层段的水量如何分配，全区总的注水量怎样进行调整，需要我们以一个合理注水方式来平稳的恢复地下动态平衡，以获得最大的采收率。
2.1.1 进行注采系统调整，完善注采关系
根据“三角形重心加密、水井排偏移106米”加密井网，要形成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水方式，加密后翻身屯地区基础采油井将要全部转成注水井，转注工作量较大。因此，结合加密区当时实际生产情况，确定了注采系统调整原则。
2.1.2 加强注水方案调整，控制区块注采比
在完善注采系统基础上，进行新、老注水井的水量调整，通过老注水井向新转注水井的注水量合理转移和改变液流方向调整平面矛盾，控制老注水井注水，加强新井注水，实现新老采油井受效平衡和区块稳产。
2.2 利用周期注水、调剖等进行综合调整
随着开发时间的延长，累积注水量高的老注水井井区部分采油井含水上升，尤其是2009年区块含水上升较快，区块进入以控制含水上升、供液下降为重点的综合调整治理阶段，通过周期注水结合浅调剖、深度调剖等综合措施，努力实现稳油控水。
2.2.1 利用周期注水结合浅调剖，控制含水上升
A地区中高含水井区位于构造的南部，主力油层水淹半径在145m-171m之间，平均水淹半径为160m，多层见水。针对多轮次周期注水效果变差的问题，结合厂示范区好的经验和做法，探索了周期注水结合浅调剖的调整方式。
2.2.2 利用深度调剖技术改善层间矛盾，提高水驱控制程度
A地区是一个被断层复杂化的断块构造，加密后，由于水淹半径大及多种井距，造成平面矛盾加剧，对局部多方向水淹井组进行常规调整效果不理想，稳产难度大。为了进一步提高采收率，有必要进行深度调剖挖潜，扩大水驱波及体积和驱油效率，改善区块开发效果。
2、2.3 应用补孔技术，完善注采关系，提高储量动用程度
A地区共投产加密油井175口，当时对水淹程度较高、射孔风险较大层位未射孔。加密后，通过注采系统调整和注水方案调整，地下油水重新分布，分析部分未射孔层应具有补孔潜力。以“四个结合”为原则，确定了油井补孔选层具体做法：应用重新完善的水淹层解释图版，判断为中低水淹层的储层；通过综合调整增加了新的水驱方向的中高水淹层；补孔后有利于平面和层间调整的中高水淹层。
2、2.4 利用压裂、热气酸解堵等措施提高开发水平
针对近几年措施潜力井存在油田含水逐年升高、二次及三次以上压裂井数增多、压裂潜力井厚度变薄且储层物性变差的问题，以“四个结合”为原则，确定出转向重复压裂选井选层具体做法是：一是结合油藏精细地质研究成果，不局限于含水界限，选择中高含水井的低、未水淹层和低液量的高含水井；二是结合加密调整和注采系统调整，选择存在平面干扰型或受效差型剩余油、能够压裂引效的油井；三是结合经济效益评价，优选单层厚度3m左右、2个层以上厚度2m左右或3个层以上厚度1.5m的油井；四是优选压裂潜力较大的可修复套损井。
3、井区综合调整效果分析
通过调整转注、注水方案调整以及周期注水等措施将区块综合含水保持到2008年之前的35%以下，减缓了区块含水上升速度。而随着开采时间的延长，加密井区含水逐年上升，部分井组甚至出现暴性水淹，针对这一情况，适时利用采油井补孔技术减缓加密井区层间矛盾，完善注采关系。精挑细选措施井减缓加密井区产量递减速度，最大程度地动用剩余油，保证井区开发效果。
4、几点认识
4.1 A类区块加密后首先确定加密后区块注采比及注水量，在此基础上进行注采系统及注水结构调整。
4.2 A类区块加密后，理论上认为应该加大新注水井注水，但必须考虑区块整体注采比及注水量情况，同时考虑区块裂缝情况，适当时可以降低或暂时停止新井注水。
4.3 确定注水方式后，必须进行以控制含水上升和产量递减的綜合调整措施，利用周期注水结合浅调剖、深度调剖等措施确保区块稳油控水；利用补孔技术完善井区注采关系，提高储量动用程度；利用压裂等措施提高开发水平。
[关键词]注采比 周期注水 调剖 补孔
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）04-0127-01
1、前言
A地区为一个被断层复杂化的断块构造，构造内断层发育，断层密度为1.39条/Km2，断层以近南北走向为主，延伸长度一般在0.4-2.4Km，断距7-70m；受斷层影响，区块被分割成若干个面积约2.0-2.5Km2的单斜或断背斜，区块南部断层较多，断块面积均较小，一般在0.3-1.0Km2左右；区块总体上东南部高、西北部低；扶顶平均海拔-918.8m，最高点海拔为-814.6m，发育若干个局部的微型构造，并以小断鼻等正向微型构造为主，平均油层中深1065m。储层平均有效孔隙度为16.0%，平均空气渗透率为6.9×10-3μm2，含油饱和度54.0%。
2、中高含水期综合治理方法
采用“三角形重心加密，水井排偏移106米”的加密方式对区块进行了加密调整后需要对加密区块进行全方位的系统调整。在考虑所在区块的本身存在的开发特征的同时，必须有一套系统的调整方式，通过注水调整、调整转注、调剖等注水结构调整和压裂、堵水等产液结构调整手段，实现加密区注采关系的不断完善以及水驱控制储量在不同砂体、不同水驱方向上的均匀驱动，避免和减少纵向上单层突进和平面上单向突进，从而获得最大的水驱波及体积，最大程度地动用剩余油，控制含水上升，减缓自然递减，巩固加密效果，力求加密区稳产。
2.1 确定合理注采比及注水量
随着新井的不断投产，在进行一系列注采系统调整的基础上，新老注水井各层段的水量如何分配，全区总的注水量怎样进行调整，需要我们以一个合理注水方式来平稳的恢复地下动态平衡，以获得最大的采收率。
2.1.1 进行注采系统调整，完善注采关系
根据“三角形重心加密、水井排偏移106米”加密井网，要形成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水方式，加密后翻身屯地区基础采油井将要全部转成注水井，转注工作量较大。因此，结合加密区当时实际生产情况，确定了注采系统调整原则。
2.1.2 加强注水方案调整，控制区块注采比
在完善注采系统基础上，进行新、老注水井的水量调整，通过老注水井向新转注水井的注水量合理转移和改变液流方向调整平面矛盾，控制老注水井注水，加强新井注水，实现新老采油井受效平衡和区块稳产。
2.2 利用周期注水、调剖等进行综合调整
随着开发时间的延长，累积注水量高的老注水井井区部分采油井含水上升，尤其是2009年区块含水上升较快，区块进入以控制含水上升、供液下降为重点的综合调整治理阶段，通过周期注水结合浅调剖、深度调剖等综合措施，努力实现稳油控水。
2.2.1 利用周期注水结合浅调剖，控制含水上升
A地区中高含水井区位于构造的南部，主力油层水淹半径在145m-171m之间，平均水淹半径为160m，多层见水。针对多轮次周期注水效果变差的问题，结合厂示范区好的经验和做法，探索了周期注水结合浅调剖的调整方式。
2.2.2 利用深度调剖技术改善层间矛盾，提高水驱控制程度
A地区是一个被断层复杂化的断块构造，加密后，由于水淹半径大及多种井距，造成平面矛盾加剧，对局部多方向水淹井组进行常规调整效果不理想，稳产难度大。为了进一步提高采收率，有必要进行深度调剖挖潜，扩大水驱波及体积和驱油效率，改善区块开发效果。
2、2.3 应用补孔技术，完善注采关系，提高储量动用程度
A地区共投产加密油井175口，当时对水淹程度较高、射孔风险较大层位未射孔。加密后，通过注采系统调整和注水方案调整，地下油水重新分布，分析部分未射孔层应具有补孔潜力。以“四个结合”为原则，确定了油井补孔选层具体做法：应用重新完善的水淹层解释图版，判断为中低水淹层的储层；通过综合调整增加了新的水驱方向的中高水淹层；补孔后有利于平面和层间调整的中高水淹层。
2、2.4 利用压裂、热气酸解堵等措施提高开发水平
针对近几年措施潜力井存在油田含水逐年升高、二次及三次以上压裂井数增多、压裂潜力井厚度变薄且储层物性变差的问题，以“四个结合”为原则，确定出转向重复压裂选井选层具体做法是：一是结合油藏精细地质研究成果，不局限于含水界限，选择中高含水井的低、未水淹层和低液量的高含水井；二是结合加密调整和注采系统调整，选择存在平面干扰型或受效差型剩余油、能够压裂引效的油井；三是结合经济效益评价，优选单层厚度3m左右、2个层以上厚度2m左右或3个层以上厚度1.5m的油井；四是优选压裂潜力较大的可修复套损井。
3、井区综合调整效果分析
通过调整转注、注水方案调整以及周期注水等措施将区块综合含水保持到2008年之前的35%以下，减缓了区块含水上升速度。而随着开采时间的延长，加密井区含水逐年上升，部分井组甚至出现暴性水淹，针对这一情况，适时利用采油井补孔技术减缓加密井区层间矛盾，完善注采关系。精挑细选措施井减缓加密井区产量递减速度，最大程度地动用剩余油，保证井区开发效果。
4、几点认识
4.1 A类区块加密后首先确定加密后区块注采比及注水量，在此基础上进行注采系统及注水结构调整。
4.2 A类区块加密后，理论上认为应该加大新注水井注水，但必须考虑区块整体注采比及注水量情况，同时考虑区块裂缝情况，适当时可以降低或暂时停止新井注水。
4.3 确定注水方式后，必须进行以控制含水上升和产量递减的綜合调整措施，利用周期注水结合浅调剖、深度调剖等措施确保区块稳油控水；利用补孔技术完善井区注采关系，提高储量动用程度；利用压裂等措施提高开发水平。