摘要：油田已进入特高含水期，无效循环严重，开发经济效果变差，能耗不断增加，使成本上升。针对北西块水驱老注水井封堵后，区块进行了整体加水，总压差增大，地层压力偏高，合理井比例较小，注采参数不合理的问题，通过预测合理注采参数，与2011年12月生产数据进行比较进行调控，在保持注水量基本不变的前提下，通过细分注水，控制无效注水，提高低含水层产液强度。通过井组平面上的调整，提高合理井比例。2012年9月份，日产液为31285t，流压为5.6MPa，统计2012下半年油井静压值为11.19MPa，总压差为0.3MPa，都比较接近理论水平。

　　关键词：采油指数 流压

　　【分类号】：TE357.6

　　1问题的提出

　　油田已进入特高含水期，无效循环严重，开发经济效果变差，能耗不断增加，使成本上升。针对北西块水驱自2010年起经历北西块一区 “二三结合”推广区加密，老注水井封堵后，采油指数递减幅度变大的问题，为了控制产量递减速度，对区块进行了整体加水，截止到2011年底，区块地层压力为11.34MPa，总压差为0.7MPa，高压井比例达到41.3%，同时部分井含水上升加快，为了保持区块高效开发，研究了理论上合理的地层压力、注采比、注水量、产液量、流压，来指导各注采参数的调整，在均衡压力系统同时，需加大注采结构调整力度，改善区块开发效果。

　　2理论注采参数确定

　　2.1注采能力与生产压差关系

　　为了确定区块合理年注水量与注入压差关系（油压与地层压力差值），绘制了历年年注水量与注入压差关系图，运用达西定律，在一定压差范围内，注入水在油层中的渗流遵循达西定律，因而注入量与压差成正比，在含水不变条件下（含水大于90%），吸水指数为常数，注水量随压差增大而增加。在一定压差范围内，同样渗流遵循达西定律，产液量与压差成正比（产液量已折算成地下体积）。

　　2.2压力系统与稳产关系

　　根据注采能力与压差关系，应用统计法，绘制了压力系统与注采量的关系图版， 2012年北西块水驱（不包括“二三结合”区产量）产量为43.1×104t，2011年年均含水为95.51%，按北西块年均含水上升值为0.1～0.15个百分点计算，2012年年产液量为970～977×104t（地下体积），在达到稳产的前提下（机采参数不变），在最大流压为6MPa时，地层压力应满足11.23MPa，在最小流压时，地层压力为10.87MPa（大于饱和压力），统计2011年下半年油井静压值在10.87～11.23MPa之间，总压差范围在-0.2～0.4MPa之间。

　　2.3注采比与总压差关系

　　从拟合总压差与注采的关系图可以看出，当注采比变大时，总压差是在增大的，根据压力系统与稳产关系，确定总压差的范围时，注采比为1.24～1.28之间。

　　2.4注采比与流压关系

　　从拟合的注采比与流压的关系图版上看，当注采比变大时，流压在增大，在确定注采比的情况下，流压范围应保持在5.3～5.5MPa之间。

　　3合理注采参数调整方法研究

　　3.1理论注采参数与实际差异

　　⑴理论日产液量为26700t，按输差为0.86计算，井口平均日产液为31000t，2011年12月份日产液为30514t，需要增加产液量。

　　⑵理论注采比为1.24～1.28，注水理论日注水量为39000～41000m3，2011年年注采比为1.3，2011年12月份日注水量为41294 m3，理论与实际注水量比较接近。

　　⑶按照理论流压为5.3～5.5MPa之间，2011年12月份，油井平均流压为5.9MPa，比理论值大。

　　⑷保持稳产的地层压力在10.87～11.23MPa之间，统计2011年下半年油井静压为11.34MPa，总压差为0.7MPa，地层压力偏高。

　　3.2制定调整的原则

　　宏观上，在保持注水量基本不变的前提下，以提高产液量降低注采比为主，微观上，主要注重井组平面上的调整，提高合理井比例为主。主要原则如下：

　　一是针对产液量低、流压低的井注水井加水调整，提高产液能力

　　二是针对产液量高、流压高的井进行相应注水井细分，控制高含水部位注水量，对差层进行加水，降低流压；

　　三是针对产液量高、流压高的井，不能进行注水井调整，进行层间调换堵层，或者进行调参；

　　四是针对有潜力的低产、低效井可以进行压裂、补孔等措施，提高产液能力；

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