中国石化新闻网讯（记者程强）胜利油田将近8成的产量来自水驱，因此，水驱是油田开发的主战场，也是提质增效的切入点。7月4日上午，胜利油田召开提高“三率”改善水驱工作推进会，深入分析油田注水开发面临的问题和潜力，强化与大庆油田对标、追标，把水量当产量来管，把水质当措施来抓，不断推进油田精细注水工作再上新水平。胜利石油管理局局长、油田分公司总经理孙焕泉强调，精细注水是油田开发的灵魂，要注好水、注够水、精细注水、有效注水，不断夯实东部老油田稳产基础。
　　实施注水提质提效工程是胜利油田今年及今后一个时期的一项重点工作，通过提高注采对应率、分注率、层段合格率，提高水驱动用质量，夯实东部老区稳产基础。3月底，油田对水驱状况开展系统调查分析。5月份，油田领导带领相关处室和单位赴大庆油田就精细注水工作进行调研学习。
　　近年来，集团公司高度重视改善水驱提高采收率的问题。胜利油田早起步，并于2011年提出深化水驱的开发战略，将改善水驱工作提到一个新的高度来认识。“十一五”以来，胜利油田积极推进科学开发、精细开发、效益开发，抓精细调整和精细注水，抓技术创新和工艺配套，抓水质改造和平稳运行，抓基础研究和基础管理，水驱油藏年均递减较“十五”减少0.6个百分点，采收率年均较“十五”提高0.3个百分点，稀油自然递减连续5年下降，含水上升率保持合理水平，水驱老油田持续发展的基础得到夯实。
　　目前，胜利油田水驱油藏已整体进入高含水、高剩余速度、高可采程度的“三高”开发阶段。相关调查表明，水驱油藏的开发状况不容乐观，层系不合理、井网不完善、注采不协调、水质不达标、分注率低、层段合格率低等问题不同程度存在。与大庆精细水驱对标表明，胜利油田在开发理念、稳产指标、技术进步、精细管理、投入保障等方面还有一定差距。
　　孙焕泉说，提高采收率是油田开发的永恒主题，精细注水是油田开发的灵魂，是提高油田开发水平、实现稳产发展的必由之路，是油田开发的长效之策、根本之策，要把提高“三率”改善水驱作为油田调结构、转方式的切入点和增效点，持续抓实抓好。油田精细注水的工作重点是“注好水、注够水、精细注水、有效注水”。
　　加强精细注水工作，首先要提高对精细注水的重视程度，要认识到，改善水驱是实现稳产的最大潜力，精细注水是持续发展的重要基础，注水开发是提高效益的现实途径。行动上，要系统化、一体化抓好精细注水，以层系合理井网完善为前提，突出解决工艺技术一体化，建立精细注水系统化流程，开辟不同油藏类型分层注水示范区。机制保障上，油田成立领导小组和一体化运行项目组，完善相关标准和考核办法，加大政策和资金支持，加强人才队伍建设，不断夯实东部老油田稳产基础。
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&& &&& 注水工作要做好哪六点？
吴起采油厂召开二月份注水工作专题会3月9日，吴起采油厂召开2月份注水工作月结会，吴起采油厂厂长魏登峰参加会议，并就油田注水、队伍建设、当前主要工作等提出要求。会上，开发科通报了1-2月份注水工作督查与专项考核情况，各采油大队负责人分别就当前注水工作开展、存在问题及后阶段主要工作等进行了详细汇报，注水项目部、生产运行科等部门负责人分别就当前存在问题一一进行了答复说明，并提出了合理化意见和建议。魏登峰强调，面对当前石油行业的严峻形势，开展油田注水刻不容缓，各级领导干部要转变思想观念，充分认识注水工作的重要性和紧迫性，各生产单位要将注水工作列为“一把手”工程，切实夯实责任，及时解决问题，确保注水工作有序推进并取得实效。他要求领导干部不断加强学习，努力提升素质，始终树立“规矩”意识，以身作则带好职工队伍。关于近阶段主要工作，魏登峰要求：1一是抓早动快，切实做好2016年产能建设工作；2二是高效顺畅，特别抓好原油交售等运行管理，确保生产经营各项工作有序开展；3三是强化措施，狠抓安全环保工作，对存在隐患要早发现、早处理；4四是把握重点，认真梳理全年各项重点工作，统筹推进抓好落实；5五是稳步推进，要进一步完善扁平化管理方案，分步推广实施；6六是统一思想，要抓好形势任务宣教，牢固树立大局意识，传递企业发展正能量。会议期间，吴起采油厂副厂长、总地质师齐会安排部署了三月份注水工作；党委书记马涛主持会议，并就传达落实好会议精神作了具体安排。吴起采油厂厂级领导屈炜、侯俊怀、武建海、高超利，各相关科室、单位负责人及注水工作人员参加会议。（朱治龙 张萍）·END·延长油田吴起采油厂微前沿微信号：wq8399012
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京ICP备号-2&&&&京公网安备34关于油田精细化注水的思考
关于油田精细化注水的思考
摘要：扶余油田是一个注水开发近4O年的老油田，历史上出现的注水问题多、解决方法多和积累的经验也多。经过长期的探索，吉林油田的注水工作逐步趋于合理。但随着油田新一轮调整和储层油水分布进一步复杂，注水再次面，临新的问题和新的挑战。本文从油田注水历史、注水现状和剖面产状特点，系统分析了油田实施精细化注水的可行性、必要性和紧迫性，对指导区块下步长期稳产和提高水驱采收率具有重要意义。
关键词：油田;精细注水;剩余油分布
一、扶余油田注水历程回顾
扶余油田是一个油层埋藏浅、地质储量超亿吨的大油田，于1960年发现、1970年投入开发、1974年全面注水开发，当时油井开井1700口、水井开井100口，油水井数比例为17：1。油田日产油3255t，&日注水2887m&，月注采比0．64，单井日注水30m&。注水初期，依靠增加单井注水量的方式来提高注水强度，单井日注水量曾一度达到40～50m&，致使大批东西向油井暴性水淹，油田含水迅速上升，由初期的5％升至60％&，原油产量年下降幅度15&10&t。与此同时，还很快出现了另一个严重问题，即一批油水井套管发生严重变形，油田整体套变率达到40．2％，油田生产面临严重挑战。
为治理和预防套管变形，解决注采井网不适宜的问题，从1981年开始进行井网一次加密调整，注水方式由行列注水调整为线状注水，油水井比例缩小，单井注水量减少，于是套变速度得到控制，油田开发出现了新的局面。水驱储量动用程度由调整前57．8％提高到76．9％，增加可采储量620&104t，采收率提高到27．71％，油田连续稳产5年。
进入20世纪90年代，为满足原油增产的要求，油井进一步加密，并再次通过增加单井注水负担的方式来满足油田提液增产的要求，其结果，由于忽视了水井数与油田注水总量问题，套管变形再次加速，仅其东部油区年度套变井数由1990年前后的7～8口增加到2002年的14口，油田年降产(5～6)&10％，稳产基础重新面临恶化的局面。
从2003年开始，油田开始大面积井网调整，将原有的“二夹二”、“二夹三”和“二夹四”的注采井网逐步调整成线状注水，油水井数比例由原来的4．7：1降低为2．8：1，单井日注水量由45m&减少到28m&，注水格局由点强面弱转变为点弱面强，油田注水发生根本性变化。
从扶余油田注水历史来看，有两点值得思考：
第一，油水井并重的思想，要在开发方案的部署、实施以及日常生产管理中得到贯彻落实；
第二，科学发展观是今后扶余油田巩固稳产基础、实现稳产和持续发展的指导思想和理论指南。
根据这种思考，以及近几年扶余调改与储层研究情况，我们提出了实施精细化注水的问题，它将是扶余油田下步发展的方向和稳产的前提。
二、扶余油田精细化注水的可行性
精细化注水的概念是由精细化管理引申而来，“精者，去粗也，精心筛选，从而找到解决问题的最佳方案；细者，入微也，究其根由，由粗及细，从而找到事物内在联系和规律性”。企业的精细化管理贯穿于管理的各个层面、各个角落，贯穿于企业生产经营的始终；它是企业管理的一个理念、一种追求、一个过程，而不是一种具体方法和措施。
精细化注水是指从注水层段的选择、注水管柱配置、注水量的确定与控制、注水效果评价等方面进行精细研究、精细施工。扶余油田实施精细化注水有其客观的可行性，主要表现在如下方面。
1．具备地质和工程基础
三年间，油田共完成141．56km&面积(含扶杨油层叠合面积、外围预测面积)、15380&10&t储量的精细油藏描述工作；完成了全区沉积微相识别与划分、单砂体刻画、储层地质建模等研究，确定了单砂体纵向厚度(2～llm，平均厚度5m)，搞清了单砂体横向展布宽度。从油田中区386个单砂体的宽度来看，96．4％的单砂体宽度在100～700m，其中，三种主要类型的单砂体，对接式占33．2％，最宽处727m、最窄处126．4m、平均宽度350．4m；切叠式占19．9％，最大宽度888．2m、最小99．2m、平均368．1m；叠加式占44％，最大宽度885．9m、最小75．4m、平均371．6m。由此可见，加密井网的油水井排距在75m以上即可控制单砂体。
在这项成果指导下，油田从2003年开始井网调整工程，将原有的各类行列式井网调整为线状注采井网，油水井排距由原173m、140m和1lOm统一缩小为86．7m，油井距由原200m、ll7m和104m缩小为lOOm。期间投入的2089口新井(油井1364口、水井725口)，使全区油水井总数达到6281口、油水井数比2．8：1，为开展精细化注水提供了必要的地质工程条件和环境。
2&具备工艺技术条件
一方面，由于油田注水工艺技术的快速发展，促进了注水层段的细化。由分注3～4段发展到5～6段，层段厚度也缩小到7m左右，大厚段注水的比例在下降，单井注水量得到控制，层间隔层厚度要求也逐渐降低，3m左右厚度可以较好地实现分层注水要求。同时，封配一体化技术、地面两段和三管分注工艺管柱技术和双通路可控偏心配水器、封锚配一体化配产器等技术的发展，使这种注水及其挖潜变成可行和可控。
另一方面，由于油田近5年的深度大剂量调剖试验，逐步形成和完善了一系列调剖选井和工艺配套技术，并走向工业化规模应用，为厚层内实施精细化注水创造了可能。仅从2005年、2006年实施的56井次分析，累计增油5209t、减水2．02&X&10&m&，平均单井增油96t、减水374m&。统计53个可评价井组中，产液下降率56．6％；163口可评价油井中，高产液井下降率、低产液井上升率分别为34．97％和26．99％。注入剖面显示厚层内高渗透、高吸水段部分或完全地被封堵，调整注水剖面，减轻或控制无效水的循环，发挥接替层段潜力，从而降低了油井含水，延长了措施有效期，减缓了区块递减。
同时，它与正在工业化实验的微生物调驱技术一道，将在调整油田注采剖面和释放低渗低压的原油潜力方面发挥作用，为层段内实施精细化注水和产出提供了可能性。
三、扶余油田精细化注水的必要性
扶余油田在开发40年的历史中，通过多次的井网调整和工艺技术改进，尤其是近年来开展的地质与工艺技术的研究与推广应用，具备了实施精细化注水的条件。同时，油田高含水中后期开发特点与实现油田再次稳产的现实需求之间的矛盾，也客观地显示了精细化注水的必要性，主要表现三个方面。
1．储层特征与油田开发的矛盾，要求注水工作必须精细化
扶余油田纵向上由泉三、泉四段地层l1个砂组、30个小层所组成。沉积时期由于多期河道的摆动与相互切割，储层主体生产层段在纵向上砂体互相叠置，存在薄而连片发育的单层砂体，而且，随着油田开发的深入，这部分潜力层将逐渐取代原主力层而成为下一个阶段油田发展的主力层。同时，储层大段注水中存在的底部强吸水特点，客观地造成层段纵向上的水驱“盲区”，制约潜力段能力发挥。比如两个相邻的薄层，在开发初期作为一个注水层段进行注水，吸水状况势必存在差异，导致层段潜力发挥相差较大。在单砂体认识和工艺技术发展的基础上，有必要将这两个层段进行细分注水，利用密井网格局和油藏精细描述的成果进行平面与纵向上的精细化注水，以适宜的注采井网和挖潜方式来发挥这部分潜力，并在局部地区实施针对薄砂层段的精细注水先导试验，为油田精细化开发做准备。
2。注采层段的储层厚度要求注水工作必须细化
从吉林油田注水的实际情况来看，有两个特点值得注意：
一是注水井层段吸水厚度的增加幅度随着其射开厚度的增加而快速减小。
统计分析油田“十五”以来测试合格的420口井、1521层吸水剖面资料，参考油田平均单砂体厚度，以2m、5m、10m、15m和25m为界对数据进行了分级分析。从射开厚度与吸水厚度变化关系曲线不难看出，随着层段射开厚度的增加，吸水厚度与其相应配注厚度的差距迅速拉大。另据9口井、18个有效吸水层的能谱水流测试成果分析，层段射开厚度在9m以上时，随着射开厚度的增加，层段吸水量增率(这里指层段实际吸水量与其配注水量的比值)小于1，但层段吸水强度增率(这里指层段实际吸水强度与其配注强度的比值)明显加大，吸水强度增率是吸水量增率的2～7倍。因此，在厚层段注水情况下，层段实际注水强度要远高于配注强度，很容易产生底部注入水的舌进和层段内单层注入水的突进，导致邻近油井的含水快速上升甚至暴性水淹。二是根据油田产液剖面资料分析，层段生产能力并不是随着动用厚度的增加而持续增加，而是存在先增加后减小、近似抛物线状的曲线关系。统计分析全区312口井、687层有效的产液剖面资料，通过分级统计分析层段的平均厚度、产层比例、产液强度和产油量比例等参数，反映油田合理的层段动用厚度为2～lOm，平均厚度为4．8m。
同时，层段产液强度随动用厚度的增加呈快速降低，结合吸水状况分析，说明了厚层段内很容易出现单层强吸、强出而致油井水淹现象。因此，为追求初期高产而实施大段动用的新井投产以及大段措施挖潜需要慎重考虑。
3．油田开发中后期，需要开展精细的注采关系认识与调整工作
从油田开发历史分析，原来占主导地位、物性较好的厚层段逐渐被水洗、强水洗乃至水淹，并逐渐被物性较差、层段较薄的接替层所取代，而挖掘这类薄差层有必要在精细油藏描述和剩余油分布规律认识的基础上，以单砂体为单元精细研究和精细调整，完善以单砂层或几个相连的单砂层组成的薄层段的注采井网，实现高含水期油田改善开发效果的目标。
扶余油田要在“十一五”期间原油年产量攀上并稳定在lO0&X&lO&t，注水工作仍将占据举足轻重地位，而通过超前研究和实施精细化注水系列配套技术来有效动用储层物性差、水淹程度低和剩余油富集的薄层段潜力，将是油田稳产的擎天柱。
四、结论与建议
(1)扶余油田注水开发近40年，目前处于高含水中后期开发阶段，今后的发展将主要依靠技术进步与认识的创新和突破，其中注水技术的创新与突破是主体和核心工作；
(2)油田已经完成和正在研究与发展的，如精细油藏描述和井网调整等系列配套技术，为精细化注水技术的研究与试验提供了可行性；
(3)储层河流相沉积形成的薄砂层与多年注水形成注入水沿大孔道、高渗层循环的矛盾，要求注水层段和单元要进一步细化；
(4)油水井产吸剖面的监测结果对油田高含水期的注采层段厚度提出了细化的要求，它是老油田注水稳产的基础和主攻方向；
(5)老油田在精细地质研究工作开展与完成的基础上，实施精细开发是这一时期实现稳产基本途径，精细认识注采关系，并依此对其进行调整是前提。
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