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摘要：为了对某区块三次加密井开发特点取得客观的认识，应用精细地质研究成果，分析了开发过程中存在的矛盾及其原因，并针对不同矛盾进行了综合治理，对三次加密井开发效益的提高具有重要的指导作用。
关键词：三次加密；综合治理；
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
2007年8-11月年某矿在某区块先期投产油井53口， 11-12月54口注水井陆续投注，自身形成注采井距141m五点法面积井网。目前井区内发育基础、一次、二次、三次共四套井网。其中二次井网以射开低渗透薄差油层为主，三次井网则以表外储层为主。
1开发过程中存在矛盾及原因分析
1.1纵向上油层动用程度较低，且动用状况不均衡
由于三次井的开采对象是二类表外储层和一类表外储层及少部分表内薄层，虽然投产初期对部分单层突进的注水井进行了治理，但总体来看，纵向上油层吸水仍然很不均衡，动用状况不甚乐观。统计2008年30口井同位素资料，纵向上砂岩动用比例仅为28.4%，有效厚度动用比例为38.0%，总体上动用程度较低。对区块内的54口水井的小层数据进行统计，A13-14、A6-7层段表外层发育比例相对较高，而且平均单层厚度较小，分析认为物性相对差、厚度相对薄，形成层间差异较大，是这两个层段动用差的主要原因。
1.2平面上注采不均衡，井间差异较大
从区块2008年6月的含水、沉没度的单井散点图可以看出，井区内供液状况和含水率差异较大，其中，沉没度小于50m和大于600m的分别有15、11口井；含水小于70%和大于95%的分别有9、10口井；部分低含水井供液状况极差，部分高含水井沉没度偏高，注采关系不协调。
1.3 井网内地层压力水平较低
地层压力是油田开发的核心问题。地层压力保持过低，则地层能量不足，其产量达不到要求；地层压力保持过高，就需要提高注入压力，增加注水量，势必增加投资，影响开发效益。因此，需要有一个合理的地层压力保持水平。截止到2008年6月，区块内12口三次加密油井的静压资料显示，平均静压为6.5MPa，总压差达-4.02MPa，其中有7口井地层压力低于饱和压力，占总监测井数的58.3%。同时，这些井的沉没度也都较低， 12口井中有6口井沉没度不足50m，供液状况较差。分析认为造成地层压力低的主要原因有：
（1）地层内在三次井投产前就存在亏空，注水井滞后转注则加剧了这一矛盾。由于二次井网与三次井网开采的油层有重叠，三次井投产前部分井区内有采无注或采大于注造成地层亏空，因而形成低压。
（2）砂体在空间中分布零散，井网内连通差，油井受效困难。某区东部Ⅰ块三次井网开采油层沉积于A組反旋回的晚期到B组二级复合旋回的早期，储层是在湖盆与分流平原之间相位频繁变迁的条件下形成的，沉积了一套具有多级旋回性、岩相参差不齐、砂泥岩频繁交互的三角洲岩性组合。平面上呈现为表外储层大面积分布和表外储层以不规则的片状或条带状零散分布在大片泥岩之中，砂体连续性较差；剖面上呈现砂体连通距离小，油井受效方向单一。
（3）部分水井非正常注水，发生窜槽或层间干扰现象，造成注入水进入非油层部位或单一油层、层段，形成低压。投产初期对窜槽井进行了综合治理，随着开发时期的延长，新的窜槽井不断出现，并且一部分井是二次窜槽。
2实施综合治理，改善三次加密井开发效果
2.1加强精细注水，提高油层动用程度
结合“666”细分注水目标，为提高薄差层的动用程度，改善层间差异造成的动用不均，对区块内21口水井进行细分调整。调整后，细分井平均单井注水层段由2.8个到3.8个，层段单卡厚度由4.0到2.8m，层段单卡小层由7.3到5.2个。周围19口油井受效，日产液由631.7t增加到678.3t，日产油由41.6t增加到52.9t，综合含水由93.4%下降到92.2%，沉没度由218m上升到261m。
2.2 努力提高水驱波及体积，缓解平面矛盾
2.2.1薄差层压裂，增强油层渗透性，挖潜剩余油
为调整油层平面关系，进一步挖潜剩余油，深入分析区块内精细地质资料和动态资料，优选出低含水、动用程度低层进行压裂，共实施7口油井、3口水井。实施后日产液增加195t，日产油增加19.5t，日注水增加59m3。
2.2.2二、三次井网互补，缩小注采井距，完善单砂体注采关系
区块内二、三次井网调整对象主要是薄差层和表外层，调整类别相近，但各有侧重，两套井网射孔对应程度较高。依据两套井网射孔对应性及平面砂体的发育展布和几何形态，研究两套井网井间单砂体注采关系互补性，进行注采调整，缩小了注采井距，取得较好的效果。按照二、三次井网互补调整的原则，在满足本层系注水需要的基础上，实现新老水井水量的合理转移，结合井区动态变化和井网间的射孔对应情况，对区块内25口二、三次水井进行调整。共有23口油井初步受效，日产液上升，日产油上升，含水下降，沉没度略升。
2.2.3 加大三次加密井受效后放产工作，协调供排关系
为协调注采关系，对井区内沉没度持续偏高的井实施调大参18井次，换大泵4井次。调后日产液上升179.3t，日产油上升14.9t，沉没度下降216m。
2.3实施针对性调整，全面治理低压井
对静压资料显示的地层压力偏低的井，深入分析井区注入与采出状况，采取地层压力调整与剩余油挖潜相结合、油井调整与注水井调整相结合、措施改造与测试调整相结合的方法，并形成了一套针对低压井治理的原则。针对低压井，首先对连通水井进行分析，在注水正常的情况下（无窜槽、单层突进），寻找低压低含水层，优先采取分层测试调整方法，在无调整余地的情况下则进行酸化或压裂改造加强注水；其次对采油井本身采取调小参数、间抽等方法减少采出量，协调注采平衡，使地层压力逐步恢复到合理值。
3治理效果
通过综合治理工作的实施，区块取得了较好的开发形势。
3.1 区块产油量增加，含水上升速度得到控制
在开井数基本相同的情况下，区块内产液、油量稳中有升。2010年底日产油量为与投产初期稳定值比较，增加了10t，平均单井日产油增加到2.2t，开发效果较好。
3.2油层动用程度得到提高
对比2008年与11年同位素资料，砂岩、有效动用程度明显提高，从28.2%、38%分别提高到31.6%、43.9%。
3.3地层压力得到一定程度恢复
从近三年监测的平均地层压力变化曲线看出，截止到2010年底，区块内平均地层压力同投产初期的6.12MPa逐渐上升到7.71MPa。见图1。
图1地层压力变化曲线
4结论及认识
（1）为保证原油在油层中具有很好的渗流条件，地层压力下限应不低于饱和压力；上限不宜高于原始地层压力，地层压力水平过高会影响油田的正常合理开采；
（2）通过对采油井压裂、换泵、调大参；对注水井调整注水结构和注水强度等治理手段，可以提高薄差油层动用程度，有效缓解平面矛盾，是减缓产量递减、控制含水上升、增强油层能量供给的重要保证。
参考文献：
[1]石成方.大庆喇萨杏油田三次加密调整的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004.
[2]唐莉.大庆油田合理地层压力的保持水平[J].油气田地面工程，2006.
关键词：三次加密；综合治理；
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
2007年8-11月年某矿在某区块先期投产油井53口， 11-12月54口注水井陆续投注，自身形成注采井距141m五点法面积井网。目前井区内发育基础、一次、二次、三次共四套井网。其中二次井网以射开低渗透薄差油层为主，三次井网则以表外储层为主。
1开发过程中存在矛盾及原因分析
1.1纵向上油层动用程度较低，且动用状况不均衡
由于三次井的开采对象是二类表外储层和一类表外储层及少部分表内薄层，虽然投产初期对部分单层突进的注水井进行了治理，但总体来看，纵向上油层吸水仍然很不均衡，动用状况不甚乐观。统计2008年30口井同位素资料，纵向上砂岩动用比例仅为28.4%，有效厚度动用比例为38.0%，总体上动用程度较低。对区块内的54口水井的小层数据进行统计，A13-14、A6-7层段表外层发育比例相对较高，而且平均单层厚度较小，分析认为物性相对差、厚度相对薄，形成层间差异较大，是这两个层段动用差的主要原因。
1.2平面上注采不均衡，井间差异较大
从区块2008年6月的含水、沉没度的单井散点图可以看出，井区内供液状况和含水率差异较大，其中，沉没度小于50m和大于600m的分别有15、11口井；含水小于70%和大于95%的分别有9、10口井；部分低含水井供液状况极差，部分高含水井沉没度偏高，注采关系不协调。
1.3 井网内地层压力水平较低
地层压力是油田开发的核心问题。地层压力保持过低，则地层能量不足，其产量达不到要求；地层压力保持过高，就需要提高注入压力，增加注水量，势必增加投资，影响开发效益。因此，需要有一个合理的地层压力保持水平。截止到2008年6月，区块内12口三次加密油井的静压资料显示，平均静压为6.5MPa，总压差达-4.02MPa，其中有7口井地层压力低于饱和压力，占总监测井数的58.3%。同时，这些井的沉没度也都较低， 12口井中有6口井沉没度不足50m，供液状况较差。分析认为造成地层压力低的主要原因有：
（1）地层内在三次井投产前就存在亏空，注水井滞后转注则加剧了这一矛盾。由于二次井网与三次井网开采的油层有重叠，三次井投产前部分井区内有采无注或采大于注造成地层亏空，因而形成低压。
（2）砂体在空间中分布零散，井网内连通差，油井受效困难。某区东部Ⅰ块三次井网开采油层沉积于A組反旋回的晚期到B组二级复合旋回的早期，储层是在湖盆与分流平原之间相位频繁变迁的条件下形成的，沉积了一套具有多级旋回性、岩相参差不齐、砂泥岩频繁交互的三角洲岩性组合。平面上呈现为表外储层大面积分布和表外储层以不规则的片状或条带状零散分布在大片泥岩之中，砂体连续性较差；剖面上呈现砂体连通距离小，油井受效方向单一。
（3）部分水井非正常注水，发生窜槽或层间干扰现象，造成注入水进入非油层部位或单一油层、层段，形成低压。投产初期对窜槽井进行了综合治理，随着开发时期的延长，新的窜槽井不断出现，并且一部分井是二次窜槽。
2实施综合治理，改善三次加密井开发效果
2.1加强精细注水，提高油层动用程度
结合“666”细分注水目标，为提高薄差层的动用程度，改善层间差异造成的动用不均，对区块内21口水井进行细分调整。调整后，细分井平均单井注水层段由2.8个到3.8个，层段单卡厚度由4.0到2.8m，层段单卡小层由7.3到5.2个。周围19口油井受效，日产液由631.7t增加到678.3t，日产油由41.6t增加到52.9t，综合含水由93.4%下降到92.2%，沉没度由218m上升到261m。
2.2 努力提高水驱波及体积，缓解平面矛盾
2.2.1薄差层压裂，增强油层渗透性，挖潜剩余油
为调整油层平面关系，进一步挖潜剩余油，深入分析区块内精细地质资料和动态资料，优选出低含水、动用程度低层进行压裂，共实施7口油井、3口水井。实施后日产液增加195t，日产油增加19.5t，日注水增加59m3。
2.2.2二、三次井网互补，缩小注采井距，完善单砂体注采关系
区块内二、三次井网调整对象主要是薄差层和表外层，调整类别相近，但各有侧重，两套井网射孔对应程度较高。依据两套井网射孔对应性及平面砂体的发育展布和几何形态，研究两套井网井间单砂体注采关系互补性，进行注采调整，缩小了注采井距，取得较好的效果。按照二、三次井网互补调整的原则，在满足本层系注水需要的基础上，实现新老水井水量的合理转移，结合井区动态变化和井网间的射孔对应情况，对区块内25口二、三次水井进行调整。共有23口油井初步受效，日产液上升，日产油上升，含水下降，沉没度略升。
2.2.3 加大三次加密井受效后放产工作，协调供排关系
为协调注采关系，对井区内沉没度持续偏高的井实施调大参18井次，换大泵4井次。调后日产液上升179.3t，日产油上升14.9t，沉没度下降216m。
2.3实施针对性调整，全面治理低压井
对静压资料显示的地层压力偏低的井，深入分析井区注入与采出状况，采取地层压力调整与剩余油挖潜相结合、油井调整与注水井调整相结合、措施改造与测试调整相结合的方法，并形成了一套针对低压井治理的原则。针对低压井，首先对连通水井进行分析，在注水正常的情况下（无窜槽、单层突进），寻找低压低含水层，优先采取分层测试调整方法，在无调整余地的情况下则进行酸化或压裂改造加强注水；其次对采油井本身采取调小参数、间抽等方法减少采出量，协调注采平衡，使地层压力逐步恢复到合理值。
3治理效果
通过综合治理工作的实施，区块取得了较好的开发形势。
3.1 区块产油量增加，含水上升速度得到控制
在开井数基本相同的情况下，区块内产液、油量稳中有升。2010年底日产油量为与投产初期稳定值比较，增加了10t，平均单井日产油增加到2.2t，开发效果较好。
3.2油层动用程度得到提高
对比2008年与11年同位素资料，砂岩、有效动用程度明显提高，从28.2%、38%分别提高到31.6%、43.9%。
3.3地层压力得到一定程度恢复
从近三年监测的平均地层压力变化曲线看出，截止到2010年底，区块内平均地层压力同投产初期的6.12MPa逐渐上升到7.71MPa。见图1。
图1地层压力变化曲线
4结论及认识
（1）为保证原油在油层中具有很好的渗流条件，地层压力下限应不低于饱和压力；上限不宜高于原始地层压力，地层压力水平过高会影响油田的正常合理开采；
（2）通过对采油井压裂、换泵、调大参；对注水井调整注水结构和注水强度等治理手段，可以提高薄差油层动用程度，有效缓解平面矛盾，是减缓产量递减、控制含水上升、增强油层能量供给的重要保证。
参考文献：
[1]石成方.大庆喇萨杏油田三次加密调整的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004.
[2]唐莉.大庆油田合理地层压力的保持水平[J].油气田地面工程，2006.