摘要：针对锦99块处于注水开发后期，挖潜难度大，油层连通性差，注采井网不完善的问题进行深度挖潜。通过注水主体部分提液增排，严格实施注水方案，分区块治理，中西块二次开发，侧钻完善注采井网等方式。实现最终注采结构调整，提高采收率的目标。

关键词：注水开发后期;挖潜难度大;提液增排;分块治理;完善注采井网

1.研究背景及存在问题

锦99杜家台油层是典型的中高渗水驱开发砂岩油藏，目前进入注水开发后期，绝大多数井进入特高含水期，井网适应性变差，水驱控制程度难以进一步提高，剩余油分布极度零散，稳产难度加大。断块面临着产量递减大、措施有效率降低的严峻形势。目前呈现出的主要问题：

（1）区块油井大部分处于高含水期，挖潜难度加大。

（2）区块采出程度高，水驱效果变差，采油速度低。

（3）区块构造复杂，储层物性变化大，油层连通性差，非均质性严重，剩余油分布不集中，部分井区注采井网不完善。

（4）注采比远大于1，注采不平衡。

2.主要做法

2018年结合锦99（杜）区块整体水淹严重、油层动用程度低的特点，开展精细地层对比，实施注水调整，完善局部注采关系，同时深化老井措施挖潜，调整产液结构。将储量科学地分步骤地动用起来，提高各类油层的动用程度，扩大水驱波及体积，增加油田产能，提高油田采收率。针对锦99杜家台油层目前开发的状况经过综合研究主要做了以下几项挖潜工作：

2.1注水主体部位提液增排成效显著

针对该块采油速度低，注采不平衡现象，提出在该块注水主体部位实施提液增排措施，在保证油井正常生产情况下，优选动液面较浅油井调参，共实施35井次。日产液由569.6m3/d上升至703.3m3/d，日产油由22.3t/d上升到29.3t/d，累增油1246t。同时，对于供液能力充足，泵效较高，因现场原因不能调冲次的井采取换大泵措施，共实施5井次。日产液由78.3m3/d逐步上升至目前186m3/d，日产油由3.2t/d上升到5t/d，累增油362t。

2.2严格执行注水方案，分区块治理

在东部实施热采与注水相结合的开发方式;中东部开展调剖试验，向低含水方向注水，实施分层互补注水;在中东部锦2-15-002井区和中西部17-004井区实施单注单采、轮替采油。西块对欠注井实施酸化措施，上增注泵。井组年增油2102t。

2.3提高储量动用程度中西块实施二次开发

锦2-18-5404该井于2005年10月转注水井，转注前日产油仍有3t以上，尚有一定潜力。由于该井区缺少采油井点，注采井网不完善，并且该井因为套变导致复产困难，因此决定在其附近布一口新井。

锦2-18-5504井于2017年04月06日完井，共射开3个弱水淹层和一个中水淹层，计11.3米/4层。2017年5月3日下泵開井，初期日产液25t/d，日产油3t/d，含水88%，最高日产油达15.5t。截至目前累产油744吨。

2018年继续在锦99（杜）中西块实施“二次开发”井位部署，部署第一批新井7口（直井），5-6月全部完钻并实施投产。截至目前新井累产油4756吨。

2.4利用侧钻手段，挖掘低产、欠注井产能，完善注采井网

东块锦2-9-3井因套变停产，中东块锦2-12-2因井况原因制约措施的实施，一直低产能生产;锦2-13-03侧井因高含水停关。水井13-更002因压高欠注。2018年共实施侧钻4井次，累增油970吨。

3.推广应用前景

（1）锦99块杜家台油层综合治理的成功事实说明，注水开发的普通稠油油藏，由于受非均质性的影响，各小断块边部、构造高部位、井网密度小、采出程度低区域仍然存在剩余油富集带。

（2）利用测试资料精细地层对比，研究注采对应关系，调整注采剖面，是治理水窜，稳油控水的有效手段。

（3）该块目前已进入高含水开发阶段，采出程度偏高，常规注水已无法满足区块开发需要，建议在该块扩大规模实施深度化学调剖试验。

参考文献：

[1] 宋成立.油水井动态分析实例解析.石油工业出版社，2012.11.

[2] 唐一心.修井工具图册.四川石油管理局钻采工艺研究所，1995.

作者简介：

王欢（1986-），女，工程师，2009年毕业于大庆石油学院石油工程专业，学士学位，现工作于辽河油锦州采油厂采油作业三区，从事石油地质工艺开发工作。