阎保雄 程小斌 刘小健 姬文瑞 李禄胜

摘 要：注水工作是油田稳油控水，提升开发指标的最重要手段。延长油田经过近百年的开发，油层压力不足，单井供液能力低逐渐显现，并制约油田进一步稳产、上产。参考国内低渗透油田的开发历程，注水工程是最有效的补充地层能量的开发手段，同时还具备成本低、易推广的特点。延长油田已经有几十年的注水经验，在延缓递减方面也收到了良好的效果。文章以双河区域注水工程发展历程为例，阐述如何让注水工程精细化，同时提出精细注水的发展趋势。

关键词：注水;精细化;趋势

1 研究区生产现状

甄家峁油区位于志丹采油厂，开发面积32.45km2，石油地质储量1692.9×104t。主力油层为延8、长6层，注水层位为长61、长62层。生产井328口，实际开井304口，日均产液554.28m3/d，日均产油356.3t/d。注水井136口，实际开井131口，日配注1787m3/d。

2 主要举措

2.1 完善工艺

完善的注水工艺是实施注水工程的基本条件，自2015年以来志丹采油厂在该区域从水源补充、水处理扩容、注水管网完善、注水井筒配套等方面开展工作，逐步形成了充足的注水能力。

2.2 地质研究

精细地质研究是注水工程取得实效的重要保障，近年志丹采油厂针对注采井网不完善和注采层位不对应的问题开展精细研究。一是根据历年注水受效情况，开展小层精细对比，将长6油层划分为5套油层，同时将部分小层划分为上、下两套砂体。完成图件125符，为下步的精细研究储备了充足的地质资料。

2.3 井网调整

在精细地质研究的基础上，研究区井网不完善、注采层位不对应的问题显现。

为了提高水驱动用储量和水驱控制程度，2016年采油厂在该区域实施油井转注水井46口，实施油水井补孔8口，注采井数比从1：4.9调整为1：2.5。同时，为了弥补地层亏空，平均单井注水量由8.8m3/d提高至15m3/d，区域日注水量由803m3/d提高至1787m3/d。

2.4 加强管理

2.4.1 水质管理

将水质管理作为注水工程的第一要务，注水站每天化验悬浮物、溶解氧、铁离子、pH值四项指标，中心化验室每月化驗细菌、粒径中值等指标。在注水站建立“四岗一表”工作制度，即注水岗、水处理岗、化验岗、带班站长每天关注水质变化，根据水质化验情况从过滤、加药两方面调节水质。

2.4.2 水量管理

在基层职工中大力宣传“水量就是产量”的指导思想，提高基层职工对于注水工作的认识。此外，在研究区注水站、配水间、注水井建立物联网系统，加强单井水量实时监控调控，确保平稳注水。最后加强即时通讯工作，建立微信群提高工作沟通效率，确保注水系统压力平稳，水量平稳。

2.4.3 井筒管理

2016年初，研究区内注水井多层笼统注水井数占总井数的53.6%，单层吸水能力不同而导致层间矛盾突出。为此，我们运用前期地质资料，按照小层下达单井注水任务，同时组织实施以Y341-114（可洗井）封隔器+偏心配水器为主要工具的分层注水工作，共计实施32口。消除了小层吸水不均衡导致的层间矛盾。

2.5 加强动态管理

区域动态分析是注水工作取得实效的重要保障。从2015年起，研究区开始探索油水井精细动态分析，首先成立采油厂、采油队、采油站三级动态分析体系，由采油厂负责区域内油藏管理指标的动态监控与调整;采油队负责井筒管理指标的动态监控与调整;采油站配合收集资料，负责动态调整措施的过程实施。此外，每月召开区域动态分析会议，确保及时解决油区开发中出现的问题。

3 取得的效果

通过采取以上的技术、管理措施，研究区在总井数减少46口的情况下，日产油量由230t/d提高至356.3t/d，综合含水率由37%下降至33%，综合递减率由9.2%下降至-4.9%，自然递减率由8.5%下降至-4.9%。

4 结论

注水工程是一项稳油控水的系统工程，需要从工艺配套、管理措施配套、动态管理配套等方面开展工作来确保效果。同时，注水工程不仅需要精细的地质研究分析，还需要基层一丝不苟的落实，更需要采油单位各级紧密配合来完成。在未来的油田开发过程中，随着油层压力不断释放，油层供液能力逐步下降，探索出一套成熟的二次采油经验势在必行。研究区在过去的几年中尝试了一些措施，取得了一些增油效果，为延长油田精细注水开发积累宝贵的经验。

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