摘 要：本文通过低产低效井原因进行剖析，对特高含水期水压驱动调整技术的应用进行总结，介绍了控液转流线技术、精细注采调配技术、主流线油水联动堵调技术的原理和应用远景，完善了低成本条件下效益开发战略，实现单井增产增效和提高采收率的目的。

关键词：低产低效;水压驱动; 流线调整;低成本开发

油田已进入特高含水期，油水井间大孔道窜通现象突出，注入水在地层低效循环，起不到驱油效果，造成水驱能量的浪费。特别是低油价下，在面临产量递减加大和开发成本缩减的不利条件，如何有效贯彻低成本开发战略，提高油田特高含水期油藏精细管理水平，是油田效益开发的重中之重。

一、水压驱动调整技术实施背景

采油管理二区位于孤东油田北部，含油面积12.9平方千米，地质储量5542万吨，先后经历了产能建设、井网调整、稳产阶段、控水稳油减缓递减阶段，目前采出程度30.15%，采油速度0.54%，综合含水高达95.7%，整体上已进入综合含水高、可采储量采出程度高、剩余可采储量采油速度高的“三高”开发阶段。

高含水形成的主要原因：一是地层发育好，井网完善，平面、层间差异性小，开发效果好，采出程度高，井组整体水淹严重;二是注聚开发效果好，驱油效率和波及体积均得到很好提高，注聚累增油高，采出程度高;三是油水井大孔道，由于井距、地层发育、强注强采等造成油水井井间发生窜通，注入水在地层无效循环，主流线油井高液高含水，注入水有效利用率低;四是断块单元边底水突进，由于渗透率极差、采液不均衡、生产压差过大等原因造成边水舌进和底水锥进;五是构造低部位、储层原始水淹严重造成的含水饱和度高，或是由于粘度、渗透性、流度比等造成可流动油饱和度低。

受低油价形势影响，油藏开发应突出低成本开发战略，立足老区老井，以产量、注采、工作量结构调整为抓手，以效益开发为中心，摸索特高含水期的低成本开发技术，坚持“稳液、控水、调结构”，通过精细注采调配、低产低效井控液变流线、主流线堵调结合等常规水压驱动调整技术，控制产量递减，达到“无效变有效、有效变高效、高效再增效”的目的。

二、水压驱动调整技术研讨

（一）控液转流线

控液转流线技术是基于大孔道井组剩余油分布不均衡，通过计关、限液调整水压驱动方向，提高水驱效率。一是油水井大孔道明显，对主流线油井实施计关或限液，同时保持水井注入流压，提高非主流注入强度，改变水流方向;二是针对注聚后续水驱采出程度高单元，实施中间油水井排实施计关，扩大油水井排距离，加大外部水井注入量，迫使注入水进入油、水井排滞留区;三是对断块油井，由于边底水突进后含水较高，实施控水稳油措施。在实施控液转流线时，重新认识油水关系，加强井组注采调整，及时录取压力、液量等动态资料，在维持注采平衡的前提下加大次方向水井注入量，对非主流油井提高采液强度，促进流线和压力场的转变。

控液转流线认识：从控液前后单井产量对比和邻井井组效果来看，其中六区5-6控液井因前期强注强采、单井采液强度高、采出程度高，大孔道现象突出，实施效果差，本井及邻井含水基本不下降，下步对该类井应从堵调方面着手;采出程度相对低的水驱邻散单井，邻近油井含水有所下降，但本井开井后含水无下降趋势，下步对该类井应以层间措施挖潜为主;断块油井控液开井后含水略有下降，下步将根据其油水界面、构造高度、剩余油等资料合理优化生产压差。

（二）精细注采调配

注采调配是在综合分析动静态资料的基础上，找出油井来水方向、出水层位，针对性进行水量和浓度调整，解决开发中存在的问题。在注采调配管理中，要坚持七项原则，即平面调整与层间调整原则、压力平衡原则、潜力层挖潜原则、开关井动态调配原则、注采平衡原则、控制含水上升原则、不稳定注水原则，控制含水上升速度，进行井组平面和层间注采调整，挖掘剩余油潜力。油田进入特高含水期后，常规调配起不到好的驱油效果，需要转变观念，实施油水井组合调整，提高开发效果，主要包括以下几个方面：

一是由以前“单水井调配”变为“油水井联动调整”。在水井提水时，油水联动，对主流线油井控制采液量，使吸水剖面和水流方向细微调整，目的油井充分发挥提水效果，水驱能量得到加强，同时可根据情况提高次流线油井液量，均衡注采结构。在水井降水时，即对油井实施控液维持注采平衡，控制含水上升速度，又可对油井提液扩大水驱波及体积，改善水驱效果。

二是由局部调整向整体调整转变，由单井组调整转变为多井组组合调整。由于油水井主流线已形成，在对单个井组调整的同时，必然影响邻近井组产量，因此调整时必须整体兼顾。在对油井井组调整时，主流线水井得到控制，非主流线水井得到加强，原注采平衡和压力场均发生改变，影响多个井组开发效果，需同时进行调整。

三是提高注采调配的频率和幅度。目前管理区已进入特高含水开发期，部分单元为注聚后续水驱，地下油水关系错综复杂，小幅提水对油井液量、含水影响很小。需转变观念，提高水井注采调配的幅度，使水驱压力场、液流方向发生突变，即利于找準油水对应关系，又利于调整水驱流线，提高调配效果。另外，对于单向、油水关系对应好的井组，实施脉冲注入，并逐步加大脉冲水量幅度，通过压力场的忽高忽低，调整水井吸水剖面，改善开发效果。

（三）主流线油水联动堵调

油井高含水主要原因是存在大孔道，表现为油井高液、水井低压，考虑馆上埋藏浅、胶结疏松，油井不适合堵水，治理措施主要是对低压水井实施调剖堵水，同时调整油井采液结构，提高水驱波及体积，驱替剩余油。调剖是向油层注入调剖剂，调剖剂进入油层后，依靠自身发生反应，变成的物质可封堵高渗透层，降低渗透率。在调剖施工中应监控注入压力，严控调剖剂用量，即有效提高水井油压，确保地层不被污染，水井正常注入。

在水井调剖的同时，油水联动，主流线油井进行优化调整，提高调剖效果，由以前的“单水井调剖”变为“油水井联动调整”，堵调大孔道，由传统仅对水井调剖调整，转为油水井组合调整。一是在水井堵调的同时，主流线油井适当提液，引导堵剂向深部运移，有效封堵大孔道，并对低渗透带起到保护作用，在恢复注入量的同时恢复油井采液强度;二是在水井调剖开井提水，对主流线油井限液，非主流线油井提液，改变水井的流向;三是在实施中严格执行每天一跟踪的效果统计台账，监控好源头数据的录取，及时观察井组水线变化，采取二次挖潜措施。

主流线堵调结合技术主要适用于剩余油分布不均衡、采出程度差异大的井组，由于油水井井间大孔道，注入水无效循环，起不到驱油作用，表现特征为水井低压注入，油井高液、高含水但采出程度不高。调堵后注水压差增加，吸水剖面发生变化，有利于提高采收率。

三、结论与认识

1、低油价形势下，特高含水期油井开采已无经济效益，但剩余油和储量分布富集而复杂，常规开采驱油效率低。

2、水压驱动调整技术特别适用于低油价形势，不仅控制无效液量、降低污水处理和注入的压力，而且对流场和流线的调整有助推作用，有利于提高水驱采收率。

参考文献：

[1]窦之林，曾流芳，贾俊山.孤东油田开发研究，2003.9

[2]陈月明，水驱油田高含水期稳产措施宏观决策方法，2006.8

作者简介：

刘小华（1987-），男，安徽安庆人，中国石化胜利油田分公司孤东采油厂管理四区，中级，本科，工程师，主要从事油田开发与提高采收率等方面的研究.