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摘要：根据区块年度治理方案要求，按照油藏开发整体考虑的方式，以精细注水为核心，针对不同类型油藏的开发特点和动用状况，根据油藏工程及测试资料，结合实践，坚持注水定量到层。通过立足老区效益开发，深化精细研究工作，强化精细注水工作、低无效井的转化及低无效循环水量治理工作，优化注水方式，抓好有效注水，夯实老区稳产基础，实现递减有效控制。但是目前开发中暴露出一些新的问题：重组细分以后层间动用仍存在差异；平面水淹严重，注采井网与剩余油不匹配；层内高渗条带发育，水驱波及系数小。坚持以“质量效益为中心”的工作主线，立足于老区效益开发，深化精细研究工作，强化精细注水，强化低无效井的转化及低无效循环水量治理工作，降低开发成本；精细注采管理，优化注水方式，抓好有效注水，实现老区递减有效控制，夯实老区稳产基础。
关键词：注水开发；注采调整；效益开发；老区递减；稳产基础
油田处于开发中后期，储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重，同时断层发育、构造复杂，对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响。油田投入开发经历了快速建产、分层系注采完善、综合调整治理等阶段后，针对严重层间非均质对开发的影响，坚持以“质量效益为中心”的工作主线，立足于老区效益开发，深化精细研究工作，强化精细注水，强化低无效井的转化及低无效循环水量治理工作，降低开发成本；精细注采管理，优化注水方式，抓好有效注水，实现老区递减有效控制，开展主力块为主的重组细分及以井组为单元的精细注采调整，实现了油田原油产量硬稳定，递减得到较好控制。
1合理优化注水方式，精细调配，减缓递减
围绕“地面定量，井筒到层，地下高效”目标，制定了适合不同油藏类型、不同储层特征、不同开发时期各井组的合理注水流程，加强日常动态管理工作，根据井组注采动态反映情况，适时进行注水井水量的调整工作，以有效控制井组含水上升，提高采收率。
推进精细注采管理。以改善水驱效果为中心，开展精细注水工程，坚持日、旬、月、季长效动态分析制度，对注采井组实施差异化管理，针对不同井组特点，建立动态调水流程，探索“一井组一策略”的调水方式，将调水分为连续注水和间歇注水两大类，进一步细化为逐级提压降压注水、温和注水、强化注水、脉冲注水、层间轮换注水、平面换向注水、周期注水等动态调水方式，立足油藏宏观注水调控，为井组稳产提供有力支持，实现递减减缓、油藏稳产、降低成本投入的目标。
2连续注水方式下提高水驱效率影响研究
水驱采收率为注入水波及系数与水驱油效率的乘积。油田已进入高含水阶段，注入水波及系数较高，通过提高注水波及系数来提高采收率难度很大，因此通过降低水驱残余油饱和度、动用数量可观的剩余不可动油、提高水驱油效率已成为注水油田开发提高采收率必须考虑的问题。对于建立时间较短、水驱动用程度较低的注采井组，采取温和连续注水方式，控制水线推进速度和含水上升速度，延长稳产期。
岩心驅替实验表明，同一岩心在驱替过程中，不断增加驱替压力梯度，驱油效率逐步提高。数值模拟，以A井为参考，建立机理模型进行数值模拟研究含水率变化曲线显示，驱替速度越大，高渗层水驱前缘突破时间越快。表明层内非均质油藏，开发早期应以温和注水为主，以避免高渗层过早水淹；在高含水期，提高注入速度能提高最终采收率。
单砂体高含水井组，根据动态进行逐级提压加强注水。如B井组，6月中旬开始实施变压注水，日注50方，注水强度由3m3/md提高到5m3/md，对应油井液量增加，产油量提高，日产液28.7t，日产油2.9t，分析提压后提高了水驱波及体积，有新的渗流通道启动。
3间歇注水方式下提高水驱效率影响研究
对于注采井组建立时间较长、水驱动用程度高、注采井距大的井组，采取强化注水，提高地层压力，提高油井的供液能力。对于注采井距短、纵向上油层连通少的井组，根据不同含水阶段，对应采取逐级降压注水、脉冲注水等方式，延长油井低含水采油期。
3.1脉冲注水
脉冲注水是以较少的时间完成日配注，以提高流体流速，达到提高压力梯度的目的，从而扩大水驱波及体积。脉冲注水与常规注水相比，注水量相同情况下，驱替更均匀，累产油量更大。该注水方式的优点是，不用动作业，通过改变注水压力，而达到启动新层、增加水驱面积的作用，实现增加水驱动用的目的。对于层间吸水差异大的井组，以分层测试资料、吸水指标曲线为指导进行脉冲注水。
3.2层间轮换注水
在层间注水压力差异大，传统分注不能同时满足上下层系配注的情况下，通过对注水压力小的层系周期注水，在其停注的周期里，加强对注水压力大的未动用层注水，从而缩短调整周期，达到好、差层同时动用。
立足于细分后层间还存在一定差异的井组，通过层间轮换“强、弱”注水的方式，潜力层强化注水，主力层弱化注水，均衡剖面，减缓层间干扰，促进储量均衡动用。注水见效明显的分层注水井组，实施层间轮换注水。
3.3平面周期换向注水
通过限制注水优势通道的低无效注水，提高其它液流方向的注水效率。根据油藏渗流差异性、沉积微相、吸水特点等特征确定注水量、注水强度，达到限制或减弱注水优势通道的吸水量，强化非主流线有效注水的目的。
在平面剩余油分析清楚的基础上，通过“增、舍”的方式，井组增加新的注水方向，强势受效方向舍点获面，实现扩大水驱波及，提高平面滞留区及边角剩油动用程度程度。平面非均质性较强，受效方向不均的井组，采用平面周期换向注水的方式。
3.4高含水层系周期注水
高含水层系在一个或多个井组上周期性调整注水强度，使其相邻井组的注水强度相差变化较大，改变油藏流体运动方向和压力场的平衡，利用压力场的急剧变化形成窜流，这两种作用同在一个井组上，就把滞流区的油驱赶至油井附近，从而达到提高原油采收率的目的。
区块6-8层系整体实施周期变压注水，周期注水分二个阶段实施：第一阶段，实行Ⅰ井排和Ⅲ井排注水周期10天，Ⅱ井排实行停注方案；第二阶段，实行Ⅱ井排开井注水注水周期10天，此时Ⅰ井排和Ⅲ井排停注。实施后层系产油量略有上升，日均减少注水量80方，累计减少1.4万方，节约注水成本15.4万元。
4 结束语
在精细注采调整过程中根据井组的不同储层特征、开发特点、注采主要矛盾等，开展一井一策工作，实现注水由量到质的转变。精细注水工作是一项长期性的工作，在调整过程中不断探索认识，适应井组的变化，找到更科学、更有效的注水政策。精细注水能够通过高含水层和低含水层的合理转换，达到优化投入方向，降低开发成本，提升效益的目的。
参考文献
[1] 刘太勋. 扇三角洲储层微观剩余油分布模拟试验[D].中国石油大学学报，2016.04
[2] 纪淑红. 高含水阶段重新认识水驱油效率[D]. 石油勘探与开发，2017.06
（作者单位：胜利油田鲁胜公司）
关键词：注水开发；注采调整；效益开发；老区递减；稳产基础
油田处于开发中后期，储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重，同时断层发育、构造复杂，对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响。油田投入开发经历了快速建产、分层系注采完善、综合调整治理等阶段后，针对严重层间非均质对开发的影响，坚持以“质量效益为中心”的工作主线，立足于老区效益开发，深化精细研究工作，强化精细注水，强化低无效井的转化及低无效循环水量治理工作，降低开发成本；精细注采管理，优化注水方式，抓好有效注水，实现老区递减有效控制，开展主力块为主的重组细分及以井组为单元的精细注采调整，实现了油田原油产量硬稳定，递减得到较好控制。
1合理优化注水方式，精细调配，减缓递减
围绕“地面定量，井筒到层，地下高效”目标，制定了适合不同油藏类型、不同储层特征、不同开发时期各井组的合理注水流程，加强日常动态管理工作，根据井组注采动态反映情况，适时进行注水井水量的调整工作，以有效控制井组含水上升，提高采收率。
推进精细注采管理。以改善水驱效果为中心，开展精细注水工程，坚持日、旬、月、季长效动态分析制度，对注采井组实施差异化管理，针对不同井组特点，建立动态调水流程，探索“一井组一策略”的调水方式，将调水分为连续注水和间歇注水两大类，进一步细化为逐级提压降压注水、温和注水、强化注水、脉冲注水、层间轮换注水、平面换向注水、周期注水等动态调水方式，立足油藏宏观注水调控，为井组稳产提供有力支持，实现递减减缓、油藏稳产、降低成本投入的目标。
2连续注水方式下提高水驱效率影响研究
水驱采收率为注入水波及系数与水驱油效率的乘积。油田已进入高含水阶段，注入水波及系数较高，通过提高注水波及系数来提高采收率难度很大，因此通过降低水驱残余油饱和度、动用数量可观的剩余不可动油、提高水驱油效率已成为注水油田开发提高采收率必须考虑的问题。对于建立时间较短、水驱动用程度较低的注采井组，采取温和连续注水方式，控制水线推进速度和含水上升速度，延长稳产期。
岩心驅替实验表明，同一岩心在驱替过程中，不断增加驱替压力梯度，驱油效率逐步提高。数值模拟，以A井为参考，建立机理模型进行数值模拟研究含水率变化曲线显示，驱替速度越大，高渗层水驱前缘突破时间越快。表明层内非均质油藏，开发早期应以温和注水为主，以避免高渗层过早水淹；在高含水期，提高注入速度能提高最终采收率。
单砂体高含水井组，根据动态进行逐级提压加强注水。如B井组，6月中旬开始实施变压注水，日注50方，注水强度由3m3/md提高到5m3/md，对应油井液量增加，产油量提高，日产液28.7t，日产油2.9t，分析提压后提高了水驱波及体积，有新的渗流通道启动。
3间歇注水方式下提高水驱效率影响研究
对于注采井组建立时间较长、水驱动用程度高、注采井距大的井组，采取强化注水，提高地层压力，提高油井的供液能力。对于注采井距短、纵向上油层连通少的井组，根据不同含水阶段，对应采取逐级降压注水、脉冲注水等方式，延长油井低含水采油期。
3.1脉冲注水
脉冲注水是以较少的时间完成日配注，以提高流体流速，达到提高压力梯度的目的，从而扩大水驱波及体积。脉冲注水与常规注水相比，注水量相同情况下，驱替更均匀，累产油量更大。该注水方式的优点是，不用动作业，通过改变注水压力，而达到启动新层、增加水驱面积的作用，实现增加水驱动用的目的。对于层间吸水差异大的井组，以分层测试资料、吸水指标曲线为指导进行脉冲注水。
3.2层间轮换注水
在层间注水压力差异大，传统分注不能同时满足上下层系配注的情况下，通过对注水压力小的层系周期注水，在其停注的周期里，加强对注水压力大的未动用层注水，从而缩短调整周期，达到好、差层同时动用。
立足于细分后层间还存在一定差异的井组，通过层间轮换“强、弱”注水的方式，潜力层强化注水，主力层弱化注水，均衡剖面，减缓层间干扰，促进储量均衡动用。注水见效明显的分层注水井组，实施层间轮换注水。
3.3平面周期换向注水
通过限制注水优势通道的低无效注水，提高其它液流方向的注水效率。根据油藏渗流差异性、沉积微相、吸水特点等特征确定注水量、注水强度，达到限制或减弱注水优势通道的吸水量，强化非主流线有效注水的目的。
在平面剩余油分析清楚的基础上，通过“增、舍”的方式，井组增加新的注水方向，强势受效方向舍点获面，实现扩大水驱波及，提高平面滞留区及边角剩油动用程度程度。平面非均质性较强，受效方向不均的井组，采用平面周期换向注水的方式。
3.4高含水层系周期注水
高含水层系在一个或多个井组上周期性调整注水强度，使其相邻井组的注水强度相差变化较大，改变油藏流体运动方向和压力场的平衡，利用压力场的急剧变化形成窜流，这两种作用同在一个井组上，就把滞流区的油驱赶至油井附近，从而达到提高原油采收率的目的。
区块6-8层系整体实施周期变压注水，周期注水分二个阶段实施：第一阶段，实行Ⅰ井排和Ⅲ井排注水周期10天，Ⅱ井排实行停注方案；第二阶段，实行Ⅱ井排开井注水注水周期10天，此时Ⅰ井排和Ⅲ井排停注。实施后层系产油量略有上升，日均减少注水量80方，累计减少1.4万方，节约注水成本15.4万元。
4 结束语
在精细注采调整过程中根据井组的不同储层特征、开发特点、注采主要矛盾等，开展一井一策工作，实现注水由量到质的转变。精细注水工作是一项长期性的工作，在调整过程中不断探索认识，适应井组的变化，找到更科学、更有效的注水政策。精细注水能够通过高含水层和低含水层的合理转换，达到优化投入方向，降低开发成本，提升效益的目的。
参考文献
[1] 刘太勋. 扇三角洲储层微观剩余油分布模拟试验[D].中国石油大学学报，2016.04
[2] 纪淑红. 高含水阶段重新认识水驱油效率[D]. 石油勘探与开发，2017.06
（作者单位：胜利油田鲁胜公司）