五是针对高、低压井组进行注水井调整，优化注采比，提高合理井比例。

　　3.3调整的主要做法

　　1）应用细分注水。细分注水分为层内细分注水和层段细分注水，层内细分注水是利用厚油层内稳定发育的结构界面，对渗透率高、长期吸水好的部位进行封堵，控制厚油层内的无效注水。层段细分注水是通过分析井组砂体纵向发育与平面注采关系，对层段内吸水倍数较高的小层，进行单卡，实施控注或停注，控制高渗透层的无效注水。

　　2）应用周期注水。周期注水主要是实现层间、井间交替注水，通过压力场变化改变剩余油饱和度，提高采收率的同时也控制无效注采循环。对于夹层发育不稳定、动用程度差异大的厚油层，实施周期注水，激动改变层内压力场，提高厚油层的注水利用率，扩大注水波及体积的同时，有效地控制无效注水。

　　3）应用浅调剖。浅调剖主要是利用暂堵剂在油层中堵住高渗透部位，提高低渗透部位动用程度，控制了高渗透部位无效注采。主要针对两种类型的井，一是层段内高渗透主要吸水层与低渗透差油层之间夹层小，封隔器卡不开的井实施浅调剖；二是小层多、高吸水小层与不吸水小层交叉分布，若对高吸水层实施细分，造成注水井段多，工艺和测试难度加大的井实施浅调剖。

　　4）应用井组平面调整。在分析井组结构单元动用状况、注采状况、油水井受效方向的基础上，结合数值模拟研究成果，对高含水方向进行减水，控制平面上各方向的无效注水。

　　5）应用堵水技术。堵水分为层内堵水与层间堵水，层内堵水是利用厚油层内结构界面的遮挡作用，采用长胶筒封隔器封堵炮眼实现层内细分堵水，控制高含水部位的无效产液，提高层内低含水部位的产液能力。层间堵水主要采取两种做法：一是优化层间堵水：对高渗透、高水淹的砂体进行层间细化堵水，控制无效循环。二是调换层段堵水：对堵水时间长，目前部分接替层也成为高含水无效生产层，需调整堵层重新堵水。

　　3.4区块效果

　　截止2012年12月，实施油水井调整127口井，比计划多产油2400t，2012年12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。

　　4经济效益评价

　　投入资金：细分每口井按3万元，堵水每口井按4万元，堵水每口井按10万元，酸化每口井按5万元计算，共投入635万元。

　　产出效益：油价每吨2500元，每立方米注水费4.7元，吨液处理费1.42元，电价每度0.59元，共收入 1708万元。

　　投入产出比为1：2.68

　　5结伦

　　⑴封堵前后，注采参数发生变化，通过确定理论的注采参数，为2012年综合调整提供了参考依据；有效的指导了2012年的调整工作；

　　⑵以调整原则为指导，通过精细调整，2012年产液量、流压都比较合理，并有效的控制了无效循环；

　　⑶通过精细调整，有效的均衡了压力系统，提高了合理井比例；通过细分注水，控制了部分井组无效循环部分，控制了井组含水上升速度。

　　参考文献

　　[1]刘学峰、赵玉欣等.油田开发中后期合理注采比确定方法.河南石油，2000年第2期.

　　[2]巢华庆、王玉普编著.复杂油藏试井技术.石油l：业出版社.2001年6月.

　　[3]郑俊德、姜洪福等.萨中地区合理注采比研究.油气地质与采收率，2001年4月.

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