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摘要：塞413区块属安塞油田浅层开发区块，底水较发育，储层非均质性，经过十多年开发，油井产能下降。结合区块油藏地质特，主要以注水调整、措施挖潜为核心，以及对油井参数优化、采取合理工作制度达到区块增产。本文从以下三点为例，通过分析为区块下步稳产提供可借鉴方法。
主题词： 注水调整 措施挖潜 参数优化
1、区块地质特征
1.1 地质概况
塞413井区主要含油层系长3，砂体展布为北东—南西向，油层东部受岩性遮挡，南北受构造控制，属于典型的岩性—构造油气藏.该区上部主力油层长3层与下部水层之间基本无隔层，同时，底水能量比较活跃。
1.2开发现状
目前共有油井44口， 开井43口，日产液水平224m3，日产油水平38t，综合含水82.2%，动液面582m，采油速度0.29%，采出程度3.17%。注水井14口，开井11口，日注水平170m3，平均单井日注15m3，月注采比1.42，累积注采比1.12。
1.3开发动态特征
1.3.1、地层能量。区块地层压力保持水平106.7%，压力保持水平合理，西部压力保持水平121.7%，东部压力保持水平96.7%，由于物性差异分布不均，高点集中在碾10-10附近，压力低点集中在碾12-14与碾15-19之间。区块边缘位置压力较低，呈现中高边低的现象。
1.3.2 吸水状况。该区块共有注水井14口，从历年吸水剖面测试结果分析，水驱动用程度93.9%，水驱状况良好。
2 、 稳产效果评价
2.1注水平面调整效果分析
塞413区块于1999年1月开始投入开发，2000年开始点状注水开发，随着开发时间延长，开发矛盾日益突出，主要表现为部分油井含水上升速度快。针对区块产量递减现状，结合动态监测，积极从油藏认识出发，2014年到目前通过注水调整确保区块稳产。
有效的缓解了产量的下降。
如碾9-10井组：该井组位于区块西部，2014年测压保持水平较高126%， 单井产能从2013年初0.45t下降到年底0.34t，日产液略有下降，为了控制含水上升，对该井组实施控水政策，配注下调为10m3，注水下调5个月后注采比0.62，累计注采比1.13时，井组含水下降90.6%，单井产能上升到最高点0.72t，累计增油228t，动态效果较好。注水下调8个月后，含水逐渐上升趋势。
从图中可以看出2012年注采比1.34，累计注采比1.17，地层压力保持水平139%，单井产能下降趋势；当地层压力保持水平126%，注采比0.62，累计注采比1.13，稳产效果较短。
区块中碾9-14井组2012年临井压力保持水平118.7%，注采比1.42，累计注采比1.1，单井产能平均0.26t，含水95%，为了控制含水上升，采取平衡注水政策，注采比1.03，累计注采比1.16，单井产能上升到0.45t，含水下降到91.9%，从注水效果分析，当注采比控制在1.0左右动态相对较好。
碾9-10井组注采曲线（图1） 碾9-14井组注采曲线（图2）
说明在油田开发过程中，地层压力水平对注采比的影响较大。
2.2 油井措施分析
针对区块东南部投产初期液量相对保持较低，为了提高油井产量， 2014年实施成本较低的活性剂解堵技术，不仅能防止岩石表面润湿反转，维持地层原有的润湿性，具有破乳作用，而且清除地层岩石表面的有机物，如石蜡、沥青、胶质等，更主要活性剂油井解堵工艺施工过程停井时间只需4个小时左右，不影响采油生产，有效提高油井生产时率，而且增油效果明显，以下对活性剂解堵效果分析。
2014年活性剂解堵两口，措施后液量均大幅度的上升，措施后增油效果较好，累计增油418.42t。
2.3 参数优化井分析
为了探索长3油藏合理流压的范围，进一步认识底水油藏在不同开采制度下的地层流体流动规律及流体性质的变化状况，确定底水油藏的合理工作制度，遵循井筒合理液面，将工艺与油藏相结合， 2014年从合理生产压差入手，重点治理高液面、高含水油井。2014年共实施上提泵挂2口，其中有效率100%。
表二中两口井位于区块西部，压力保持水平114.2%，两口井沉没度大于300米以上，地层能量充足，为了选择合理的工作参数，将泵挂由860m上提到667m，平均日增油0.22t，当年累计增油59.1t，截止目前该井仍然有效。抽油井的参数优化不仅只考虑单一的井筒分析，同时保证合理的沉没度，通过改变泵挂深度来提高抽油机的泵效，泵挂深度主要与动液面高低，沉没度大小有关，同时根据合理流压折算相应的动液面。
通过调参来改善供排关系，达到供采协调的合理性，因此保证合理的沉没度才能达到最好的增油效果。同时调参导致同井的流压不同，高含水井当流压接近4.0 MPa左右时，开发效果相对较好。
3、 认识及建议
（一）保持合理的注采比是低渗透油藏保持较高产量的前提条件，对于塞413区块，压力保持原始地层压力附近，合理控制注采比1.0左右，达到区块稳产。
（二）措施增产方面，活性剂解堵措施高效实用、施工工艺简单、成本低廉等优点。
（三）通过调参能改善供排关系，达到供采协调合理性，抽油井的参数优化不仅只考虑单一的井筒分析，同时保证合理的沉没度，才能达到最好的增油效果。
主题词： 注水调整 措施挖潜 参数优化
1、区块地质特征
1.1 地质概况
塞413井区主要含油层系长3，砂体展布为北东—南西向，油层东部受岩性遮挡，南北受构造控制，属于典型的岩性—构造油气藏.该区上部主力油层长3层与下部水层之间基本无隔层，同时，底水能量比较活跃。
1.2开发现状
目前共有油井44口， 开井43口，日产液水平224m3，日产油水平38t，综合含水82.2%，动液面582m，采油速度0.29%，采出程度3.17%。注水井14口，开井11口，日注水平170m3，平均单井日注15m3，月注采比1.42，累积注采比1.12。
1.3开发动态特征
1.3.1、地层能量。区块地层压力保持水平106.7%，压力保持水平合理，西部压力保持水平121.7%，东部压力保持水平96.7%，由于物性差异分布不均，高点集中在碾10-10附近，压力低点集中在碾12-14与碾15-19之间。区块边缘位置压力较低，呈现中高边低的现象。
1.3.2 吸水状况。该区块共有注水井14口，从历年吸水剖面测试结果分析，水驱动用程度93.9%，水驱状况良好。
2 、 稳产效果评价
2.1注水平面调整效果分析
塞413区块于1999年1月开始投入开发，2000年开始点状注水开发，随着开发时间延长，开发矛盾日益突出，主要表现为部分油井含水上升速度快。针对区块产量递减现状，结合动态监测，积极从油藏认识出发，2014年到目前通过注水调整确保区块稳产。
有效的缓解了产量的下降。
如碾9-10井组：该井组位于区块西部，2014年测压保持水平较高126%， 单井产能从2013年初0.45t下降到年底0.34t，日产液略有下降，为了控制含水上升，对该井组实施控水政策，配注下调为10m3，注水下调5个月后注采比0.62，累计注采比1.13时，井组含水下降90.6%，单井产能上升到最高点0.72t，累计增油228t，动态效果较好。注水下调8个月后，含水逐渐上升趋势。
从图中可以看出2012年注采比1.34，累计注采比1.17，地层压力保持水平139%，单井产能下降趋势；当地层压力保持水平126%，注采比0.62，累计注采比1.13，稳产效果较短。
区块中碾9-14井组2012年临井压力保持水平118.7%，注采比1.42，累计注采比1.1，单井产能平均0.26t，含水95%，为了控制含水上升，采取平衡注水政策，注采比1.03，累计注采比1.16，单井产能上升到0.45t，含水下降到91.9%，从注水效果分析，当注采比控制在1.0左右动态相对较好。
碾9-10井组注采曲线（图1） 碾9-14井组注采曲线（图2）
说明在油田开发过程中，地层压力水平对注采比的影响较大。
2.2 油井措施分析
针对区块东南部投产初期液量相对保持较低，为了提高油井产量， 2014年实施成本较低的活性剂解堵技术，不仅能防止岩石表面润湿反转，维持地层原有的润湿性，具有破乳作用，而且清除地层岩石表面的有机物，如石蜡、沥青、胶质等，更主要活性剂油井解堵工艺施工过程停井时间只需4个小时左右，不影响采油生产，有效提高油井生产时率，而且增油效果明显，以下对活性剂解堵效果分析。
2014年活性剂解堵两口，措施后液量均大幅度的上升，措施后增油效果较好，累计增油418.42t。
2.3 参数优化井分析
为了探索长3油藏合理流压的范围，进一步认识底水油藏在不同开采制度下的地层流体流动规律及流体性质的变化状况，确定底水油藏的合理工作制度，遵循井筒合理液面，将工艺与油藏相结合， 2014年从合理生产压差入手，重点治理高液面、高含水油井。2014年共实施上提泵挂2口，其中有效率100%。
表二中两口井位于区块西部，压力保持水平114.2%，两口井沉没度大于300米以上，地层能量充足，为了选择合理的工作参数，将泵挂由860m上提到667m，平均日增油0.22t，当年累计增油59.1t，截止目前该井仍然有效。抽油井的参数优化不仅只考虑单一的井筒分析，同时保证合理的沉没度，通过改变泵挂深度来提高抽油机的泵效，泵挂深度主要与动液面高低，沉没度大小有关，同时根据合理流压折算相应的动液面。
通过调参来改善供排关系，达到供采协调的合理性，因此保证合理的沉没度才能达到最好的增油效果。同时调参导致同井的流压不同，高含水井当流压接近4.0 MPa左右时，开发效果相对较好。
3、 认识及建议
（一）保持合理的注采比是低渗透油藏保持较高产量的前提条件，对于塞413区块，压力保持原始地层压力附近，合理控制注采比1.0左右，达到区块稳产。
（二）措施增产方面，活性剂解堵措施高效实用、施工工艺简单、成本低廉等优点。
（三）通过调参能改善供排关系，达到供采协调合理性，抽油井的参数优化不仅只考虑单一的井筒分析，同时保证合理的沉没度，才能达到最好的增油效果。