第六节　水驱开发调整技术

　　一、开采方式调整技术

　　1986年，油田自产电潜泵配套完善7项技术，其总体性能、使用规模、增油效果居于国内领先地位；有杆泵采油方面完成大泵脱接器、抽油杆防脱、机械防砂、偏置式节能抽油机的研发，初步形成10项配套工艺技术。1987年，机采井的液面测压和环空测试等新工艺开始在全油田推广应用，转抽井动态监测技术也得到进一步完善。由于技术与装备双重保障，喇萨杏油田于1988年底基本完成4076口井油井的自喷转抽，年均增产油116.7万吨，油田自然递减率降至8.7％。

　　二、层系细分调整与井网加密调整技术

　　1980年代，喇萨杏油田全面实施以细分开发层系为主的一次加密调整。至1990年，全油田共钻层系细分调整井10480口，累计增加产量7725万吨（年均增油约770万吨）；可采储量由原来的11.99亿吨增至17.68亿吨（增幅达47.5％），储量动用系数提高到075～085；调整井含水大都控制在40％以下，较之调整前5年，含水上升率降低03.3％。1.990年代初起，油田实施旨在提高表内薄差层与表外储层动用程度、完善单砂体注.采关系的二次加密调整。到1999年底，喇萨杏油田共投产二次加密井13300口左右，加密井年产油9764万吨（占总产量的1791％），创水驱井网年产量之最。同期进行以开采薄差油层、表外.储层零散剩余油为主的.三次加密调整试验。2002年，部分区块进行了非均匀三次加密调整。2005年，将油水同层段内的偏油同层、聚驱层段内的三类油层纳入三次加密调整范围，喇萨杏油田39个区块共部署三次加密井9675口。

　　三、注采系统调整技术

　　1988年，针对喇萨杏油田转抽后部分区块降压减产量问题，开始进行6个注采系统调整试验，采用层次分析方法选择油水井数比、注采比等6项指标，运用量化指标的权重系数进行定量分析和评价，以主力油层为主要对象进行注采系统调整，将反九点面积井网注水改为不完善的五点法面积井网注水，转注一些油井，更新部分套损井。
　　1990年代，喇、萨、杏油田在进行二次加密调整过程中，针对高含水后期油田实行多套层系井网开发所形成的不同类型的注采系统，实施局部调整。1995年，针对葡萄花、太平屯、高台子油田水下窄小砂体的沉积特点，确立注采系统调整原则和分砂体量化评价模型，对部分裂缝比较发育、主裂缝方向性明显的外围低渗透油田改为线状注水。2000年以后，进入特高含水期开采阶段的喇萨杏油田部分地区，将水驱开采精细挖潜重点放在完善单砂体注采关系、提高水驱控制程度上。到2003年，初步建立起单砂体注采关系完善程度自动评价系统，规范了水驱控制程度评价标准。随后，应用自动评价系统开始对喇嘛甸油田、萨北、萨中、杏北四个大开发区选择4个区块进行分析研究。到2004年，完成六大开发区14个区块1000多个沉积单元的单砂体注采关系评价工作。2005年，在萨中开发区北一二排西块等7个综合治理区块，为完善注采关系而补孔173口井，取得了增油效果。

　　四、结构调整技术

　　1990年起，为实现长期稳产和持续高效开发，喇萨杏油田实施了注水结构调整，提高注采井数比，强化分层注水，以提高油层动用厚度和比例；实施产液结构调整，以降低基础井网结构产液量；实施储采结构调整，推进稳油控水系统工程。通过系统调整，1991～1995年基础井网每天少注水16642立方米，调整井网及高台子油层每天多注水26410立方米；基础井网产液量由70％降至44％，一次加密井和高台子油层产液量分别从22％和6％上升到28％和10％，二次加密井产液量从0.1％上升到17％；5年少注水3.46亿立方米，节约各种费用14亿元，并总结出高含水期“稳油控水”新理念、新方法和新技术。1996～2000年，继续实施稳油控水工程，并把聚合物驱区块纳入结构调整之中。2001～2005年，进一步开展精细结构调整，研究区块结构调整潜力及调整方向评价方法，建立结构调整潜力评价层次结构，改进区块调整方向评价模式。到2005年，喇萨杏油田结构调整对象由原来6个开发区细划为39个开发区块，调整对象由基础井网与一次、二次加密调整井之间选定，转化为39个开发区块内部分类井间调整。

　　五、综合调整技术

　　1970年代起，大庆油田全面实施分层注水，编制年度综合调整方案，分区逐井逐层进行动态分析，确定注水井作业调整与测试调整工作量以及压裂、堵水、机采井“三换”以及增注、调剖等措施工作量，以控制含水上升速度，减缓产量递减。常用的综合调整技术还有周期注水技术和控制无效或低效水循环技术。

　　（一）周期注水
　　利用现有的井网和层系，通过注水井层间歇注水，实现压力场的调整，使常规水驱滞留的原油流动起来，提高注水利用率，扩大注水波及体积，从而控制含水上升，提高水驱采收率。具体做法有间歇注水，即冬季注水，夏季停注；分油层交替注水，几个月一轮换，通过“层停井不停”，实现注采平衡，改善水驱效果。1980年代，太南开发区和葡南开发区进行间歇注水。1993～1995年，杏北开发区的杏六区中块进行水动力学采油试验，将基础井网的油层划分为两组油层，交替进行周期注水，六个月一轮换。通过“层停井不停”，使注水井在冬季均能正常生产，实现注采平衡，改善了水驱开发效果。到2005年，长垣油田水驱区块实施周期注水1001个井组、1957井次，节水243万立方米，含水下降0.2个百分点。

　　（二）控制层内无效循环
　　控制层内无效循环是改善厚油层动用状况、提高注入水利用率的关键步骤。根据取心资料分析，特高含水期注入水大部分沿强水洗段无效循环，主要吸水段的吸水量占吸水层吸水量的82.39％～78.76％。2003年起，开展大孔道识别和控制无效循环研究，通过长胶筒层内细分注水和细分堵水、调剖等措施，综合控制无效循环。到2005年，应用长胶筒封隔器封堵注水井厚层的高渗透部位，控制无效注入248口井。