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摘 要：单元油层存在砂体分布零散，层系划分较粗，油层出砂严重，采油速度高以及储层原油性质差异较大等特点，经过前期进行综合调整，井网、井距以及注采关系都得到了极大的完善。同时随着防砂技术的改进，实施大泵提液，快速提高了单元的采油速度。但随着2005年后提液措施的实施，综合含水持续上升导致老井产量递减幅度大，综合含水上升0.72%。单元主要工作方向是有效调整产液结构，将采液速度控制在合理范围之内，减缓含水上升速，控制自然递减率。
关键词：控液稳油 调整 产液结构 因块治宜
一、开发概况
1998年进行了双低治理，主要是利用下层系的报废井及停产井上返进行挖潜，同时在无井可利用的构造高部位钻少量新井。之后下层系的报废、停产井陆续上返，单元油井开井数增加，产量随开井数的增加而增加，通过2005年井网完善调整，井网、井距得到了一定程度的完善。同时随着防砂技术的改进，实现单井高液量开采，单元的采油速度、采液速度快速提高。2010年通过水平井进一步完善单砂体，采液速度进一步提高，单元进入高速开发阶段。
二、开采状况分析
1.只采不注，动态注采对应率差
目前单元油水井比6：1，位于砂体内注水井11口，动态注采对应率32%，部分井区只采不注。单元边水活跃，经过20多年的开发，次生边底水锥进，综合含水呈现上升趋势。
2.单元储量控制程度较低
单元储量控制程度较低。单元位于各开发层系的最上部，主要利用下层系报废井及停产井上返完善井网，井点分布不均匀，井网不规则，失控储量较大。
3.层间动用不均衡
层间动用不均衡。单元各小层采出程度存在差异。12层井网不完善，油层厚度薄，原油粘度高，常规冷采难以挖掘剩余油潜力。
4.压力保持状况不均衡
平面上北块因断块周围断层发育，边水水体影响较小地层能量保持最差，压降2.5MPa。其它断块能量保持较好。单元北块采取边部加点状方式注水，目前只有一口合采注水井，水井注水易窜，水驱控制状况差。砂体内部地层能量偏低，油井提液空间受限。
5.部分油井防砂逐步失效
目前出砂不正常井6口，超过5年未防砂的井仍有15口。随着重新防砂次数的增加，防砂只能维持生产，增油效果变差。
6.出砂严重，套坏加剧
单元地层埋藏浅，胶结疏松，生产井均需机械防砂生产。单元生产井来自下层系停产停注、套坏井上返，井龄长，井况差。井龄长，超过40年的生产井有32口，占单元总开井数的30.8%。随着产液强度的增加，套坏井数逐年增加，单元目前共有套坏停产井13口。
三、调整做法与效果
针对目前单元产量的生产形势和存在的问题，下步单元立足于稳产，以“控制自然递减率”为目的，重点做好“井区产液结构调整”工作，突出针对性调整工作方向，力争减缓含水上升速度，使产量呈稳升态势。（图1）。
图1单元2014年开发思路
1.单元东部砂层组
11降液控水稳油，减缓含水上升速度
S11井通过理论计算最大产液量60吨，因长期管漏，液量逐渐降低，结合作业优化泵型，控液60吨生产，作业后含水下降1个百分点。
12逐步放大生产压差，提高层间均衡动用
S3井单控储量2.2万吨，层间渗透率差异不大，该井采出程度低，产量稳定，能量充足，可实施提液。措施实施后产液能力增加后，含水上升速度减缓。
13工艺改造地层，提高单井产能
S4井2007年补孔21层生产，累产0.96万吨生产中液量和能量逐渐下降，含水稳定，结合周围邻井能量均较好，分析近井地带污染导致液量下降。S4井实施检泵酸化、补砂的措施，含水下降7.5个百分点。
2.单元北部砂层组
特点：1、边底水较不活跃；2、边底水能量好；3、单向水窜严重。调整方法：1、潜力井重新防砂；2、规划合理采液量；3、抽稀内部注水井。效果：保持长期稳产。
2.1缩短管柱在井时间，恢复出砂井正常生产
S22潜力分析：采出程度21.8%，井区含水级不高；问题分析：液量逐渐下降，功图供液不足；措施制定：原层防砂；实施效果：措施后含水下降五个百分点。
2.2实施降粘控水，减缓边底水突进
S55井2004年8月补孔21层，正常生产液量22t，含水92%，动液面1019m，累计累产油1.149万吨，该井区采出程度21.8%，剩余可采储量1.6*104t。生产过程中出现液量降低、含水下降现象，分析由于油偏稠、随着采液强度的不同，水油流度比影响较大，导致含水变化。
采取注自扩散降粘的措施，注自扩散365m3，调整后粘度986.5mPa.s，含水未恢复至检泵前。分析导致该井自扩散效果差的原因，该井不是因油稠导致近井地带堵塞造成的能量差含水高。
2.3控液均衡地下流场，减缓含水上升速度
S16井2011.4.10水转油，补孔21层，结合邻井S142井生产情况下70泵生产，开井后液量和能量逐渐下降，功图供液不足。因防砂时间短，分析近井地带堵塞导致供液能力差。S16井油层试挤，5兆帕停井落零，说明不存在地层堵塞问题。从测井曲线看该区域油井的油层都是顶部油，下有底水，适合小液量生产。
2.4充分论证停产井潜力状况，明确工艺治理方向
S618井作业发现1530米捞出套管皮，分析套坏交大修。
潜力分析：（1）采出程度低，单控储量高；（2）停产前日油能力5吨，含水82.3%；制定措施：原层生产；方案：大修磨铣、打通道，补孔东三12层防砂。措施效果：措施后含水下降到80%。
通过以上调整，北砂层组含水和地层能量保持稳定，开发形式稳定。针对边底水较不活跃的砂层组，调整主要是重新规划合理产液量和防砂，其它方式调整（常规注水和自扩散降粘）效果不理想。
3.效果评价
3.1单元开发形势趋于好转，含水上升趋势减缓，自然递减率得到有效控制
经过一年的有效产液调整，单元开发指标明显改善。单元综合含水由94.8%下降到94.6%，自然递减率由14.2%下降到13.6%。调整后11个井区中有9个井区开发形势稳升，井区稳升率由66.6%上升到77.8%。
3.2单元含水上升得到有效控制
目前单元含水率控制在理论值以下，整体开发效果变好。
图2单元含水率与采出程度关系曲线
四、认识与建议
1.对高采液速度、高含水上升速度，高自然递减的单元进行产液结构调整是保证单元稳定开发的行之有效的办法。
2.应用油藏工程方法，确定科学合理的生产参数，是保持水平井高效开发的坚实基础。
3.依据不同断块能量特点，有针对性的制定水井调整对策，合理分配，即能保持单元能量稳定，又能预防水窜的发生。
关键词：控液稳油 调整 产液结构 因块治宜
一、开发概况
1998年进行了双低治理，主要是利用下层系的报废井及停产井上返进行挖潜，同时在无井可利用的构造高部位钻少量新井。之后下层系的报废、停产井陆续上返，单元油井开井数增加，产量随开井数的增加而增加，通过2005年井网完善调整，井网、井距得到了一定程度的完善。同时随着防砂技术的改进，实现单井高液量开采，单元的采油速度、采液速度快速提高。2010年通过水平井进一步完善单砂体，采液速度进一步提高，单元进入高速开发阶段。
二、开采状况分析
1.只采不注，动态注采对应率差
目前单元油水井比6：1，位于砂体内注水井11口，动态注采对应率32%，部分井区只采不注。单元边水活跃，经过20多年的开发，次生边底水锥进，综合含水呈现上升趋势。
2.单元储量控制程度较低
单元储量控制程度较低。单元位于各开发层系的最上部，主要利用下层系报废井及停产井上返完善井网，井点分布不均匀，井网不规则，失控储量较大。
3.层间动用不均衡
层间动用不均衡。单元各小层采出程度存在差异。12层井网不完善，油层厚度薄，原油粘度高，常规冷采难以挖掘剩余油潜力。
4.压力保持状况不均衡
平面上北块因断块周围断层发育，边水水体影响较小地层能量保持最差，压降2.5MPa。其它断块能量保持较好。单元北块采取边部加点状方式注水，目前只有一口合采注水井，水井注水易窜，水驱控制状况差。砂体内部地层能量偏低，油井提液空间受限。
5.部分油井防砂逐步失效
目前出砂不正常井6口，超过5年未防砂的井仍有15口。随着重新防砂次数的增加，防砂只能维持生产，增油效果变差。
6.出砂严重，套坏加剧
单元地层埋藏浅，胶结疏松，生产井均需机械防砂生产。单元生产井来自下层系停产停注、套坏井上返，井龄长，井况差。井龄长，超过40年的生产井有32口，占单元总开井数的30.8%。随着产液强度的增加，套坏井数逐年增加，单元目前共有套坏停产井13口。
三、调整做法与效果
针对目前单元产量的生产形势和存在的问题，下步单元立足于稳产，以“控制自然递减率”为目的，重点做好“井区产液结构调整”工作，突出针对性调整工作方向，力争减缓含水上升速度，使产量呈稳升态势。（图1）。
图1单元2014年开发思路
1.单元东部砂层组
11降液控水稳油，减缓含水上升速度
S11井通过理论计算最大产液量60吨，因长期管漏，液量逐渐降低，结合作业优化泵型，控液60吨生产，作业后含水下降1个百分点。
12逐步放大生产压差，提高层间均衡动用
S3井单控储量2.2万吨，层间渗透率差异不大，该井采出程度低，产量稳定，能量充足，可实施提液。措施实施后产液能力增加后，含水上升速度减缓。
13工艺改造地层，提高单井产能
S4井2007年补孔21层生产，累产0.96万吨生产中液量和能量逐渐下降，含水稳定，结合周围邻井能量均较好，分析近井地带污染导致液量下降。S4井实施检泵酸化、补砂的措施，含水下降7.5个百分点。
2.单元北部砂层组
特点：1、边底水较不活跃；2、边底水能量好；3、单向水窜严重。调整方法：1、潜力井重新防砂；2、规划合理采液量；3、抽稀内部注水井。效果：保持长期稳产。
2.1缩短管柱在井时间，恢复出砂井正常生产
S22潜力分析：采出程度21.8%，井区含水级不高；问题分析：液量逐渐下降，功图供液不足；措施制定：原层防砂；实施效果：措施后含水下降五个百分点。
2.2实施降粘控水，减缓边底水突进
S55井2004年8月补孔21层，正常生产液量22t，含水92%，动液面1019m，累计累产油1.149万吨，该井区采出程度21.8%，剩余可采储量1.6*104t。生产过程中出现液量降低、含水下降现象，分析由于油偏稠、随着采液强度的不同，水油流度比影响较大，导致含水变化。
采取注自扩散降粘的措施，注自扩散365m3，调整后粘度986.5mPa.s，含水未恢复至检泵前。分析导致该井自扩散效果差的原因，该井不是因油稠导致近井地带堵塞造成的能量差含水高。
2.3控液均衡地下流场，减缓含水上升速度
S16井2011.4.10水转油，补孔21层，结合邻井S142井生产情况下70泵生产，开井后液量和能量逐渐下降，功图供液不足。因防砂时间短，分析近井地带堵塞导致供液能力差。S16井油层试挤，5兆帕停井落零，说明不存在地层堵塞问题。从测井曲线看该区域油井的油层都是顶部油，下有底水，适合小液量生产。
2.4充分论证停产井潜力状况，明确工艺治理方向
S618井作业发现1530米捞出套管皮，分析套坏交大修。
潜力分析：（1）采出程度低，单控储量高；（2）停产前日油能力5吨，含水82.3%；制定措施：原层生产；方案：大修磨铣、打通道，补孔东三12层防砂。措施效果：措施后含水下降到80%。
通过以上调整，北砂层组含水和地层能量保持稳定，开发形式稳定。针对边底水较不活跃的砂层组，调整主要是重新规划合理产液量和防砂，其它方式调整（常规注水和自扩散降粘）效果不理想。
3.效果评价
3.1单元开发形势趋于好转，含水上升趋势减缓，自然递减率得到有效控制
经过一年的有效产液调整，单元开发指标明显改善。单元综合含水由94.8%下降到94.6%，自然递减率由14.2%下降到13.6%。调整后11个井区中有9个井区开发形势稳升，井区稳升率由66.6%上升到77.8%。
3.2单元含水上升得到有效控制
目前单元含水率控制在理论值以下，整体开发效果变好。
图2单元含水率与采出程度关系曲线
四、认识与建议
1.对高采液速度、高含水上升速度，高自然递减的单元进行产液结构调整是保证单元稳定开发的行之有效的办法。
2.应用油藏工程方法，确定科学合理的生产参数，是保持水平井高效开发的坚实基础。
3.依据不同断块能量特点，有针对性的制定水井调整对策，合理分配，即能保持单元能量稳定，又能预防水窜的发生。