完善注采井网、强化采油管理、保持油井持续有效稳产

康国光　何强强　杨传浩　张德路　吴国军　赵峰

一：NW3346井区概况

NW33-46油井位于文33断块区文140主块中部，西以文33断层为界，东以文70断层与文72断块区分隔。井区地质构造简单，储层物性发育较好。目前由3口水井（W33-407-221、NW33-117），1口油井（NW33-46）构成三注一采注采井组。对应NW33-46油井，主力产油层为S2下52-3、6-7号小层，平均注采井距200m。

二：井区开发简史

1、应用沉积相挖潜剩余油

2011年4月11日NW33-46井新投S2下7无油气显示，之后便转注。2012年初通过沉积相研究，该井S2下52、3、6-7、号小层属水下分流河道侧翼剩余油富集区，并结合测井解释资料分析，于2012年2月打塞补孔改采S2下52-7号小层，初期日产：14.7×4.7×68%。

2、逐小层配套完善注采井网及效果分析

2012年初NW33-46井投产S2下5砂组后，仅有1口对应水井（W33-221），注水层位S2下5（16-20）号层，注吸层为16号层（2-3号小层），渗透率65.7×10-3?m2、孔隙度20.7%，平均吸水指数84.5%。注水压力20.0mpa，日注水量40m3。因受控方向的单一，注采井网的不完善，2012年4月NW33-46井产状明显走弱：9月份便对W33-221井实施了上调水量由40 m3100 m3，注水压力也由20.0mpa24.5mpa。 截止2012年底。NW33-46井产量仅有4.8×2.4×50%。

通过注采曲线可以看出，到2012年2月底，当W33-221累计注水达到105800 m3时，NW33-46油井首次见到对应水井的注水效果。日产由7.3×3.1×58%上升到9.8×5.9×40%，日增产2.8t/d，动液面也由1775m上升到1423m，动液面上升了325m，截止2012年3月，累计见效期35天，累计增油230t。

2012年4月，由于没有能量补充，NW33-46井的日产能力呈下滑趋势、06年下半年通过认真分析，结合地质特点，充分利用低产、低效井，以点弱面强温和注水开发思路为中心，实施增加注水井点，提高注采比，降低单井注水强度，提高水驱控制程度，逐步逐小层配套完善注采井网。先后实施措施工作量3口，其中转注1口（W33-407）、打塞1口（NW33-117）、换封1口（W33-221）.新增受控方向2个。形成了三注一采的注采井网。日注水量由先前的单方向100 m3调整到三个受控方向的260 m3。

2012年7月底W33-407井钻关，W33-221注水状况变差，注水压力由30mpa35mpa。受两因素影响，NW33-46井产量由8月底7.5×5.5×27%下降到10月份的5.3×2.8×43%。动液面由1617m1744m，动液面下降127m。11月中旬W33-407累计注水12000 m3，NW33-117累计注水3000 m3时，NW33-46再次见到对应水井的注水效果。日产水平由5.3×2.8×43%上升到9.5×5.4×41%。动液面由1744m1410m，动液面上升334m。到2007年8月，见效期长达300天，累计增油1266t

2013年在见效见水史及平面剩余油研究的基础上开展平面调整，先后将NW33-117注水量上调由60 m3100 m3，注水压力26.0mpa，W33-407的注水量注水量由100 m350 m3，注水压力由26.0mpa24.0mpa。至2012年底，当W33-407累计注水60500方时，NW33-46油井见到W33-407注水效果，日产由7.9×3.8×52%上升到12.2×5.7×53%，动液面由1480m上升到1380m，动液面上升100m，日增产1.9t/d。W33-407的注水压力由24.0mpa20.0mpa。截止2013年3月，累计见效期105天，累计增产300余吨。

三：强化采油管理

1、强化日常维护，措施方针科学化

在完善注采井网的同时，我们强化采油管理深入“视井如子，视站如家”的先进采油管理理念。现场紧盯五小措施实施情况。结合油井产液量、动液面、含水和诊断资料选择有效的维护方式，通过合理摸索控制套压，使油井达到最佳沉没度，最大限度挖掘油井生产潜力。

在不同液量、不同含水生产状况下，我们对油井选用不同的清蜡措施和洗井方式。油井见效前采用普通热洗15方的洗井方式，但是洗井后含水恢复期为5天，见效后采用超导热洗8方的洗井方式，洗井后含水恢复期为1天。经过两种洗井方式对比，超导热洗8方比节流热洗15方影响产量的天数减少4天。2012年我们对该井一直采用超导车配合加药车井的热洗方式，有效避免了单井产量波动和地层伤害，累计少影响产量60余吨。

2、提高机采效率，油井参数调整动态化

在机采利用方面，我们本着高效节能的原则。根据油井产量、动液面变化状况，实施机采参数动态化管理。在保证油井满足产能需求的条件下实现机采参数最优化。2012年上半年油井见效后，日产液能力明显上升，我们及时将冲次由34，通过对机采参数的调整，保证了抽吸能力和地层供液能力相匹配，发挥了油井的最大生产潜能。

四：开发现状及目前存在问题

1、开发现状

目前NW33-46油井，工作制度：38×4.8×4，日产能力13.4×4.8×64% 动液面1617m。日注水量210 m3，平均注水压力26.5mpa，累计稳产30个月，累计产油4072吨。累计检泵周期长达1235天。

2、目前存在问题

（1）、该井组结合水淹图来看S2下52-3号小层得到良好动用，6-7号小层动用程度较差，仅受W33-407单方向注水效果，结果造成该方向见水较早。

（2）、目前从动态变化情况结合小层水淹图情况来判断，W33-407井S2下56-7方向剩余油较少，NW33-46井含水上升较为敏感。

五：下步调整意见

由于该井区S2下52-3号小层动用较好，因此下步加强对6-7号小层的动用程度，建议对NW33-117挤堵重炮6-7号小层，W33-221打塞卡封单注6-7号小层，增加新的受控方向W33-403钻塞补孔6-7号小层，同时下调W33-407注水量，从而控制含水上升过快。

六：几点认识

1：复杂断块油田进入后期开发，应用沉积相研究，全面结合地质解析资料，对挖潜剩余油具有良好意义。

2：在注水开发中，实施点弱面强温和注水开发思路，可解决平面注采不均衡，增加水驱控制程度，可有效保持油井持续高产稳产。

3：老油田开发中，强化采油管理科学化、动态化、可有效提高机采系统效率，保障油井持续稳产。