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【摘要】华庆油田是典型的致密油藏，开发初期表现出剖面动用程度低且吸水不均、局部油井见水关系复杂、地层压力下降、单井產能低等现象，调整难度越来越大。生产过程中利用动态监测资料，研究油井含水变化与注水的关系、平面及纵向上的油水分布规律、储层裂缝与水线推进关系研究、油层污染程度以及油层改造效果评价等。应用这些研究成果指导开展油藏精细分析，有针对性地进行注采调整，提高油藏开发水平。
【关键词】动态监测 注采调整 华庆油田
1 油田概况
1.1 地质概况
华庆油田发育有长8、长6、Y9油藏，开发主要以长63油藏为主。长63油藏总体构造为一平缓的西倾单斜，倾角不足1度，在局部形成起伏较小的鼻状隆起，砂体以砂质碎屑流、浊流沉积为主；平均孔隙度11.9%，渗透率0.38mD。长63油藏主要受岩性控制，原始驱动类型为弹性溶解气驱，平均油层厚度25.7m，层间夹层发育，非均质性较强。
1.2 生产概况
1.2.1 开发矛盾
（1）非均质性强 水驱动用程度低
受沉积环境影响，相对于三角洲前缘沉积，滑塌浊流沉积平面上储层连通性较差，隔夹层发育，储层非均质性强，水驱动用程度低。
（2）地层压力保持水平较低
通过2011-2012年油井压力监测，压力保持水平由2011年的82.1%↓81.4%。压力保持水平低，有效压力躯体系统尚未完全建立。
（3）裂缝发育，开发难度加大
从成像测试、岩心来看，华庆油田长6天然裂缝较为发育，以高角度构造缝为主，具有剪切特征。
2 动态监测资料指导油田有效开发
2.1 试井资料应用
2.1.1 精细注水调整
利用试井资料大力开展精细注采调控，优化注水强度和注采比，精细油藏注水，缓解油藏开发矛盾。2012年在华庆油田共计对低压区加强注水112井次1201m3/d，高压区控制注水33井次185m3/d；新增见效井76口，平均单井日增0.36t，累计增油1316t。
2.1.2 依据试井成果优选措施井，提高措施有效率
2012年应用试井解释资料（表皮系数S、井底完善系数、裂缝半长Xf），结合油井的生产动态情况，在选择油井压裂措施时，选择地层压力高、油层厚度相对较大、产液量低、井底完善程度低、裂缝导流能力变差、有效支撑裂缝失效、近井地带裂缝堵塞的井实施进攻性措施。
2.1.3 储层特征评价
特征1：双对数曲线具平面径向流特征，生产动态为油井均匀受效；整体采用温和稳定注水政策。
特征2：部分井井储段、径向流段时间短，导数曲线末端出现了上翘，分析原因：一是油井特低渗透，形成低速非达西流造成；二是地层非均质性严重，近井处在相对低渗透区域，整个华庆油田长6油藏该特征较为突出。
特征3：部分井的压力和导数曲线重合段长表现明显的特低渗透特征。反映出储层流体流动性差，径向流段和边界段没有表现出来。
2.2 吸水剖面资料应用
2.2.1 指导分层注水，提高水驱动用程度
针对剖面吸水不均的现状，通过吸水剖面资料分析，采取分层注水、深部调剖等措施，水驱效率得到有效提高，水驱动用程度由52.3%上升到63.4%。从整体上看白153区、白452区分注效果较好，水驱状况变好，且油井见效面积逐步扩大，与2011年12月底对比，单井产能上升了0.19t。
2.2.2 指导措施增注，确保注够水
2012年实施措施增注16口，措施后油套压均下降0.8Mpa，累计增注20748m3。关138-143井吸水剖面测试显示上小层不吸水，通过对上小层进行措施酸化，上小层正常吸水，实现措施目标。
2.2.3 指导深部调剖
针对华庆油田储层裂缝发育，注水沿裂缝（或高渗带）突进，剖面多表现为尖峰状吸水，导致油井水淹。依据剖面吸水资料和动态资料，截止目前2012年实施深部调剖9口，水驱动用程度由50.6%提高到64.8%，措施后注水井油套压均上升3.0Mpa，对应油井见效14口，日增油量7.3t，累计增油量540t。
3 结论
（1）试井资料不仅用于评价油藏压力系统，精细注采调控，其次依据试井解释成果以及试井曲线为油藏区块、储层评价、措施选井、确定投产时机提供有力依据，试井是油田动态开发中必不可少监测手段。
（2）吸水剖面测试准确地判断注水层吸水状况，分析各油层吸水是否均匀、注采对应关系、油层注水有效性，连续的吸水剖面监测，可以清楚地反映油层剖面吸水变化情况，并制定针对性的调控措施。
（3）井间失踪测试结果表明在低渗透油田应用井间示踪技术能有效测定注入水的推进速度和方向，以及确定高渗层的分布及储层渗透率、孔隙度及含油饱和度的变化情况，研究油藏平面非均质性，为平面注采调控提供重要技术支撑。
【关键词】动态监测 注采调整 华庆油田
1 油田概况
1.1 地质概况
华庆油田发育有长8、长6、Y9油藏，开发主要以长63油藏为主。长63油藏总体构造为一平缓的西倾单斜，倾角不足1度，在局部形成起伏较小的鼻状隆起，砂体以砂质碎屑流、浊流沉积为主；平均孔隙度11.9%，渗透率0.38mD。长63油藏主要受岩性控制，原始驱动类型为弹性溶解气驱，平均油层厚度25.7m，层间夹层发育，非均质性较强。
1.2 生产概况
1.2.1 开发矛盾
（1）非均质性强 水驱动用程度低
受沉积环境影响，相对于三角洲前缘沉积，滑塌浊流沉积平面上储层连通性较差，隔夹层发育，储层非均质性强，水驱动用程度低。
（2）地层压力保持水平较低
通过2011-2012年油井压力监测，压力保持水平由2011年的82.1%↓81.4%。压力保持水平低，有效压力躯体系统尚未完全建立。
（3）裂缝发育，开发难度加大
从成像测试、岩心来看，华庆油田长6天然裂缝较为发育，以高角度构造缝为主，具有剪切特征。
2 动态监测资料指导油田有效开发
2.1 试井资料应用
2.1.1 精细注水调整
利用试井资料大力开展精细注采调控，优化注水强度和注采比，精细油藏注水，缓解油藏开发矛盾。2012年在华庆油田共计对低压区加强注水112井次1201m3/d，高压区控制注水33井次185m3/d；新增见效井76口，平均单井日增0.36t，累计增油1316t。
2.1.2 依据试井成果优选措施井，提高措施有效率
2012年应用试井解释资料（表皮系数S、井底完善系数、裂缝半长Xf），结合油井的生产动态情况，在选择油井压裂措施时，选择地层压力高、油层厚度相对较大、产液量低、井底完善程度低、裂缝导流能力变差、有效支撑裂缝失效、近井地带裂缝堵塞的井实施进攻性措施。
2.1.3 储层特征评价
特征1：双对数曲线具平面径向流特征，生产动态为油井均匀受效；整体采用温和稳定注水政策。
特征2：部分井井储段、径向流段时间短，导数曲线末端出现了上翘，分析原因：一是油井特低渗透，形成低速非达西流造成；二是地层非均质性严重，近井处在相对低渗透区域，整个华庆油田长6油藏该特征较为突出。
特征3：部分井的压力和导数曲线重合段长表现明显的特低渗透特征。反映出储层流体流动性差，径向流段和边界段没有表现出来。
2.2 吸水剖面资料应用
2.2.1 指导分层注水，提高水驱动用程度
针对剖面吸水不均的现状，通过吸水剖面资料分析，采取分层注水、深部调剖等措施，水驱效率得到有效提高，水驱动用程度由52.3%上升到63.4%。从整体上看白153区、白452区分注效果较好，水驱状况变好，且油井见效面积逐步扩大，与2011年12月底对比，单井产能上升了0.19t。
2.2.2 指导措施增注，确保注够水
2012年实施措施增注16口，措施后油套压均下降0.8Mpa，累计增注20748m3。关138-143井吸水剖面测试显示上小层不吸水，通过对上小层进行措施酸化，上小层正常吸水，实现措施目标。
2.2.3 指导深部调剖
针对华庆油田储层裂缝发育，注水沿裂缝（或高渗带）突进，剖面多表现为尖峰状吸水，导致油井水淹。依据剖面吸水资料和动态资料，截止目前2012年实施深部调剖9口，水驱动用程度由50.6%提高到64.8%，措施后注水井油套压均上升3.0Mpa，对应油井见效14口，日增油量7.3t，累计增油量540t。
3 结论
（1）试井资料不仅用于评价油藏压力系统，精细注采调控，其次依据试井解释成果以及试井曲线为油藏区块、储层评价、措施选井、确定投产时机提供有力依据，试井是油田动态开发中必不可少监测手段。
（2）吸水剖面测试准确地判断注水层吸水状况，分析各油层吸水是否均匀、注采对应关系、油层注水有效性，连续的吸水剖面监测，可以清楚地反映油层剖面吸水变化情况，并制定针对性的调控措施。
（3）井间失踪测试结果表明在低渗透油田应用井间示踪技术能有效测定注入水的推进速度和方向，以及确定高渗层的分布及储层渗透率、孔隙度及含油饱和度的变化情况，研究油藏平面非均质性，为平面注采调控提供重要技术支撑。