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【摘要】北三西水驱在2008年注采系统调整前，2007年年均含水比2001年上升了0.62个百分点，上升到92.45%。为了控制含水上升速度，保证开发效果，北三西水驱实施了一系列的精细挖潜技术，其中2008年及2013年实施了注采系统调整、加大了油水井措施力度及注水井的综合调整力度，同时还实施了周期注水，使北三西水驱实现了连续六年含水不升。同时，在控制全区含水上升的同时，分层系的含水得到了合理的调整。
【关键词】控含水；注采系统调整；措施挖潜；周期注水
1、北三西水驱基本概况
北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内，含油面积18.50km2，地质储量13098×104t，纵向上发育萨尔图（S）、葡萄花（P）、高台子（G）三套油层，共分7个油层组，27个砂岩组，92个沉积单元。北三西水驱目前有四套开发层系：S主力油层的基础井网；PⅡ、G和S、P、G中低渗透层的一次加密井网；S、PⅡ、G薄差层的二次加密井网。共有油水井679口，注采井数比为1：1.4。2014年9月注平均日注水18037m3；采油井核实日产液10813t，核实日产油814t，综合含水92.47%。地层压力10.76MPa，总压差-0.51MPa。
2、注水井综合调整在控含水的效果分析
2.1注采系统调整效果显著
北三西水驱于2008年底开始实施注采系统调整，实施原井网老井转注、补充钻井、完善单砂体注采关系、低效井治理相结合。一次加密层系由反九点面积井网转为五点法面积井网，二次加密层系由反九点面积井网转为线性注水方式。全区共实施油转水53口井，新钻油水井38口。注采系统实施后，一次、二次加密层系的注采井数分别调整为1.47和1.31，水驱控制程度一次加密井网由83.0%提高到90.8%，二次加密井网由86.6%提高到91.2%。目前注采调整井区日产液6773t，日产油511t，综合含水92.45%，较注采系统调整前日增液364t，日增油66t，含水下降0.61个百分点。另外，在2013年注采系统调整实施了新钻注水井21口，油转注18口，新钻油井27口，水转油8口。注采关系更加完善，全区油水井数比由1.51调整为1.42。目前平均单井注水压力11.8MPa，日配注60m3，日实注51m3。新钻油井及水转油井日产液1421.8t，日产油147.5t，含水89.63%，低于全区含水2.84个百分点。
2.2实施注水总体方案调整，提高注水质量
从2008年开始到目前，已实施各类注水井方案调整421井次。其中细分调整139口，注水量增加473m3/d，平均单井注水层段数由3.64个增加到4.86个；小层数由5.28个降低到4.0个；砂岩厚度由7.35m降低到5.56m；非均质系数由0.53下降到0.47。为新老注水井匹配注水关系调整注水方案248井次，目前老注水井的注水强度已经由2008年初的11.27m3/d·m调整到10.02m3/d·m，新投及转注井的注水强度已经由投产初期的4.9m3/d·m提高到7.11m3/d·m。这两类方案的实施，使得受效油井年均含水下降0.33个百分点，极大的控制了全区的含水增长。
2.3化注水井增注措施方式，改善油层吸水状况
北三西水驱2008年后共实施水井措施改造151井次，平均单井的措施层段数为2.33个，砂岩厚度为8.52m，有效厚度2.8m，措施后平均单井日增注32m3。其中，实施压裂措施改造59井次，平均单井措施层段2.0个，措施砂岩厚度8.3m，有效厚度3.2m，平均单井日增注38m3。实施酸化92口井，平均单井酸化砂岩厚度8.7m，有效厚度2.5m，分别占全井的45%和37%，平均单井日增注26m3。通过各类措施改造，全区的有效厚度吸水比例由77.3%增加到83.1%。
2.4实施化学浅调剖，缓解层间矛盾
对42口井102个小层实施了浅调剖，调剖层平均单井砂岩厚度6m，有效厚度4.5m，分别占全井的20.9%、24.1%，注水量占全井的41%。调剖前后日注水基本保持不变，注入压力由10.1MPa上升到10.5MPa，启动压力由8.6MPa上升到9.6MPa，视吸水指数由9.6m3/d·Mpa下降到9.2。注水井层间矛盾得到有效缓解，注水状况得到进一步改善。周围连通的121口采油井，与调剖前相比，日产油增加7.0t，综合含水下降了0.27百分点，调剖取得了较好稳油控水效果。
2.5实施周期注水，控制低效无效循环
针对多层高含水、低效无效循环严重井组，采取全井停注的周期注水方式。2014年共实施16口井，停注周期平均为110天，执行1个周期，日注水量下降1920m3，累计少注水21.37×104m3。周围共39口采油井受影响，停注前日产液1692.1t，日产油 109.5t，含水93.53%，停注后日产液1384.0t，日产油103.8t，含水92.50%，含水下降了1.03个百分点，流压由5.12MPa下降到4.98MPa，下降了0.14MPa，累积控制无效产液3.2×104t，低效无效循环得到有效治理，取得了较好的控水效果。
3、采油井综合调整在控含水的效果分析
3.1注采系统调整新井低于预测含水
2008年注采系统调整新钻采油井30口，实际日产油4.6t比预测高0.4t，含水87.1%比预测低6.9%；2013年注采系统调整新钻油井27口，日产油5.3t比预测高1.9t，含水90.2%比预测低3.8%；共实施水井转油井8口，日产油3.2t比预测高0.2t，含水96.1%比预测低0.2%。
3.2精细采油井措施，结合新技术挖潜剩余油
油井压裂一直是控水的主要措施。水驱油井措施挖潜继续优化选井选层和措施方式，针对不同类型剩余油，优选压裂方式和优化压裂工艺，提高措施效果，控制含水上升。对厚油层顶部型剩余油，采取选择性压裂或长胶筒层内定位压裂方式；对油层多、厚度小、夹层薄的油层，采取多裂缝压裂；对非均质程度及层间含水率差异小的油层，采取普通压裂；对措施目的层上下夹层小、常规压裂技术满足不了的油层，采用保护薄隔层压裂工艺；对限流完井方式的油层采用重复限流压裂。全区共实施油井压裂88井次，平均单井日增液35.4t，日增油5.3t，含水下降4.8个百分点。
通过以上的调整，北三西水驱年均含水上升由原来的0.62个百分点降低为实现了连续六年的含水不升。
4、几点认识
1、注采系统调整在北三西水驱控含水中起到了非常重要的作用。完善的注采关系，合理的注水方式是控含水的根本。
2、控制含水上升，调整水井是关键。
3、做好油井措施，控制含水上升。
参考文献
[1]杨永智，杨思玉.吉林乾安油田水驱开发效果评价.石油天然气学报，2009
[2]金毓节.采油地质工程.石油工业出版社，2006.
【关键词】控含水；注采系统调整；措施挖潜；周期注水
1、北三西水驱基本概况
北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内，含油面积18.50km2，地质储量13098×104t，纵向上发育萨尔图（S）、葡萄花（P）、高台子（G）三套油层，共分7个油层组，27个砂岩组，92个沉积单元。北三西水驱目前有四套开发层系：S主力油层的基础井网；PⅡ、G和S、P、G中低渗透层的一次加密井网；S、PⅡ、G薄差层的二次加密井网。共有油水井679口，注采井数比为1：1.4。2014年9月注平均日注水18037m3；采油井核实日产液10813t，核实日产油814t，综合含水92.47%。地层压力10.76MPa，总压差-0.51MPa。
2、注水井综合调整在控含水的效果分析
2.1注采系统调整效果显著
北三西水驱于2008年底开始实施注采系统调整，实施原井网老井转注、补充钻井、完善单砂体注采关系、低效井治理相结合。一次加密层系由反九点面积井网转为五点法面积井网，二次加密层系由反九点面积井网转为线性注水方式。全区共实施油转水53口井，新钻油水井38口。注采系统实施后，一次、二次加密层系的注采井数分别调整为1.47和1.31，水驱控制程度一次加密井网由83.0%提高到90.8%，二次加密井网由86.6%提高到91.2%。目前注采调整井区日产液6773t，日产油511t，综合含水92.45%，较注采系统调整前日增液364t，日增油66t，含水下降0.61个百分点。另外，在2013年注采系统调整实施了新钻注水井21口，油转注18口，新钻油井27口，水转油8口。注采关系更加完善，全区油水井数比由1.51调整为1.42。目前平均单井注水压力11.8MPa，日配注60m3，日实注51m3。新钻油井及水转油井日产液1421.8t，日产油147.5t，含水89.63%，低于全区含水2.84个百分点。
2.2实施注水总体方案调整，提高注水质量
从2008年开始到目前，已实施各类注水井方案调整421井次。其中细分调整139口，注水量增加473m3/d，平均单井注水层段数由3.64个增加到4.86个；小层数由5.28个降低到4.0个；砂岩厚度由7.35m降低到5.56m；非均质系数由0.53下降到0.47。为新老注水井匹配注水关系调整注水方案248井次，目前老注水井的注水强度已经由2008年初的11.27m3/d·m调整到10.02m3/d·m，新投及转注井的注水强度已经由投产初期的4.9m3/d·m提高到7.11m3/d·m。这两类方案的实施，使得受效油井年均含水下降0.33个百分点，极大的控制了全区的含水增长。
2.3化注水井增注措施方式，改善油层吸水状况
北三西水驱2008年后共实施水井措施改造151井次，平均单井的措施层段数为2.33个，砂岩厚度为8.52m，有效厚度2.8m，措施后平均单井日增注32m3。其中，实施压裂措施改造59井次，平均单井措施层段2.0个，措施砂岩厚度8.3m，有效厚度3.2m，平均单井日增注38m3。实施酸化92口井，平均单井酸化砂岩厚度8.7m，有效厚度2.5m，分别占全井的45%和37%，平均单井日增注26m3。通过各类措施改造，全区的有效厚度吸水比例由77.3%增加到83.1%。
2.4实施化学浅调剖，缓解层间矛盾
对42口井102个小层实施了浅调剖，调剖层平均单井砂岩厚度6m，有效厚度4.5m，分别占全井的20.9%、24.1%，注水量占全井的41%。调剖前后日注水基本保持不变，注入压力由10.1MPa上升到10.5MPa，启动压力由8.6MPa上升到9.6MPa，视吸水指数由9.6m3/d·Mpa下降到9.2。注水井层间矛盾得到有效缓解，注水状况得到进一步改善。周围连通的121口采油井，与调剖前相比，日产油增加7.0t，综合含水下降了0.27百分点，调剖取得了较好稳油控水效果。
2.5实施周期注水，控制低效无效循环
针对多层高含水、低效无效循环严重井组，采取全井停注的周期注水方式。2014年共实施16口井，停注周期平均为110天，执行1个周期，日注水量下降1920m3，累计少注水21.37×104m3。周围共39口采油井受影响，停注前日产液1692.1t，日产油 109.5t，含水93.53%，停注后日产液1384.0t，日产油103.8t，含水92.50%，含水下降了1.03个百分点，流压由5.12MPa下降到4.98MPa，下降了0.14MPa，累积控制无效产液3.2×104t，低效无效循环得到有效治理，取得了较好的控水效果。
3、采油井综合调整在控含水的效果分析
3.1注采系统调整新井低于预测含水
2008年注采系统调整新钻采油井30口，实际日产油4.6t比预测高0.4t，含水87.1%比预测低6.9%；2013年注采系统调整新钻油井27口，日产油5.3t比预测高1.9t，含水90.2%比预测低3.8%；共实施水井转油井8口，日产油3.2t比预测高0.2t，含水96.1%比预测低0.2%。
3.2精细采油井措施，结合新技术挖潜剩余油
油井压裂一直是控水的主要措施。水驱油井措施挖潜继续优化选井选层和措施方式，针对不同类型剩余油，优选压裂方式和优化压裂工艺，提高措施效果，控制含水上升。对厚油层顶部型剩余油，采取选择性压裂或长胶筒层内定位压裂方式；对油层多、厚度小、夹层薄的油层，采取多裂缝压裂；对非均质程度及层间含水率差异小的油层，采取普通压裂；对措施目的层上下夹层小、常规压裂技术满足不了的油层，采用保护薄隔层压裂工艺；对限流完井方式的油层采用重复限流压裂。全区共实施油井压裂88井次，平均单井日增液35.4t，日增油5.3t，含水下降4.8个百分点。
通过以上的调整，北三西水驱年均含水上升由原来的0.62个百分点降低为实现了连续六年的含水不升。
4、几点认识
1、注采系统调整在北三西水驱控含水中起到了非常重要的作用。完善的注采关系，合理的注水方式是控含水的根本。
2、控制含水上升，调整水井是关键。
3、做好油井措施，控制含水上升。
参考文献
[1]杨永智，杨思玉.吉林乾安油田水驱开发效果评价.石油天然气学报，2009
[2]金毓节.采油地质工程.石油工业出版社，2006.