张艳春（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

高含水油田经过多年的注水开发，随着注采规模的逐年加大，无效循环注采逐年加剧，厚油层内存在严重的无效、低效循环，优势通道的孔渗参数发生变化，非均质特征进一步加大，导致注入段无效循环严重，采出端采收率低，开发效果受到影响。以某高含水油田为例，目前无效循环厚度比例为15.3%，无效注采量占总注采量的21.7%以上，按2020年注水产液计算，日无效注水达到7.2×104m3，日无效产液达6.6×104t，由此导致注采两端耗电始终居高不下。2020年注水电力消耗8211×104kWh，机采电量消耗9213×104kWh，分别占油田总耗电量的33.59%、37.69%。

通过典型区块的精细地质解剖，研究无效循环场的精细识别方法，确定无效循环分布特征。通过不同点坝砂体组合模式条件下油水井封堵方法、产液强度、压力等研究，开展综合治理，坚持控水与挖潜相结合能有效实现源头的节能降耗[1-2]。

1 无效循环治理潜力分析

高含水油田实现厚油层控制无效循环，减少无效注水，增加有效采出，主要存在以下几方面问题。

1）水驱含水差异大，产液结构需进一步优化。以某高含水区块为例，水驱含水差异大，从小于60%到大于95%均有分布，导致各不同含水层级间产液、产油差异加大。尤其是含水大于95%的井有167口，占总开井数的38.1%，日产油占32.6%，但日产液占53.3%，产量结构需进一步优化，某高含水油田水驱油井含水分级状况见表1。

表1 某高含水油田水驱油井含水分级状况

2）厚油层层内动用不均衡，挖潜与控水潜力较大。……