水驱精细挖潜示范区路径探索与模式创新—以大庆油田杏六区东部为例

□ 文/张雪峰 韩光艳 吕洪亮

水驱开发是大庆油田持续开采的主要方式，需要通过持续的精细挖潜来提升开发效果；水驱精细开发是油田生产单位探索的主要开发管理模式，需要通过围绕重点区块的各种突出问题，进行与水驱精细挖潜相配套的优化管理探索与实践，总结出可以全面推广的水驱精细挖潜管理新经验。为此，大庆油田将杏六区东部的杏四—六行列纯油区定为水驱精细开发示范区，进行持续的管理创新实证探寻。杏六区东部区块含油面积9.49平方千米，地质储量为3366.37万吨。辖区内的第二油矿共有水驱油水井248口（采油井139口，注水井109口），占试验区总井数的32.9%，采油井开井132口，井口日产液3861吨，日产油316吨，综合含水91.82%，累积产油645.8万吨；注水井开井105口，日注水5922立方米，累积注水6393.2万立方米，地层均压8.02兆帕，总压差为-2.17兆帕。为进一步推进水驱精细开发示范厂各项工作，在管理创新上有所突破，第二油矿自2013年以来，围绕在杏六区东部开辟的水驱精细挖潜示范区，积极探索与实践油田开发优化管理新手段、新方法、新措施，不断发展完善水驱配套调整技术，提高油田开发水平，成效较为显著。

一、油田水驱精细挖潜示范区优化管理解决主要问题

大庆油田杏六区东部水驱精细挖潜示范区，经过2010年—2012年3年注采结构持续精细调整，见到了水驱产量递减率有效减缓、水驱年均含水有效控制、水驱注水指标有效提升的好效果，但还存在以下两个方面5个问题，亟待通过多种途径加以解决。

（一）注水方面主要问题。杏六区东部水驱精细挖潜示范区因套损等原因影响，形成了一定比例的笼统注水井，出现了吸水能力差的问题。示范区笼统井比例较高。截至2015年12月底，示范区共有笼统注水井14口，占总井数的4%，日注水量13立方米，分析原因，主要受套损、吸水能力低及射开厚度小影响，共有12口井，占笼统井总数的85.71%。

（二）采出方面主要问题。1. 水驱低产油井比例较高。截至2015年底，水驱单井日产油量小于1吨的采油井有84口，占采油井开井数的23.14%，平均单井日产液9.9吨，日产油0.6吨，含水94.36%，累计产液3.64万吨，累计产油0.61万吨。

杏六区东部水驱精细挖潜示范区笼统井注水状况

“十一五”以来水驱精细挖潜示范区吸水能力差注水井统计表

2. 措施选井选层难度加大。油田进入特高含水期开发后，压裂对象由基础、一次加密井网表内厚层逐渐向二次、三次加密井网控制的薄差储层转变，压裂条件明显变差，同时随着含水不断上升和措施比例逐年上升，可实施措施井数减少，增油效果逐年变差。

杏六区东部水驱精细挖潜示范区经过3年的试验，形成了系列成型的工艺技术，取得了产量不降、含水不升的目标。面对以上诸多问题，经过精细挖潜的区块能不能继续实现稳产，采用什么工艺技术来保障，成为采油矿油气开采的重要课题。在示范区取得成绩的基础上，继续开展再挖潜工作，需要通过各种优化管理手段来落实，需要通过各项优化调整技术来突破，需要通过各类优化受控措施来保障。为此，作为杏六区东部水驱精细挖潜示范区的主要管理单位，第二油矿有必要不断推进示范区各项工作精细运作，有必要不断促进示范区各项活动精细开展，有必要不断跟进示范区各类措施精细落实，以此加快形成完善配套的第三代水驱精细挖潜管理手段与技术系列。

二、油田水驱精细挖潜示范区优化管理实践途径探讨

油田水驱精细开发主要是通过多项优化措施实施来确保精细开发效果。本文结合第二油矿围绕杏六区东部水驱精细挖潜示范区开展多项优化管理活动，探索、创新、优化精细挖潜管理方式做法，进行油田水驱精细挖潜的优化管理实践的五种途径探讨，目的是为油田水驱全面精细开发积累经验。

杏六区东部水驱精细挖潜示范区四项成果应用系统图

杏六区东部水驱精细挖潜示范区“四个合理”管理措施构成图

杏六区东部水驱精细挖潜示范区“四类矛盾”分析构成图

（一）启动示范区优化管理，需要构建“三管”优化机构，在水驱精细挖潜上提供必要的组织保障。构建示范区优化管理机构是确保杏六区东部水驱精细挖潜工作开展的必要条件。为此，有必要通过构建示范区“三管”优化机构，在水驱精细挖潜上提供必要的组织保障。1. 构建全程受控优化管理机构。为了加强示范区工作的组织领导，细化管理单元、明确责任分工，成立了水驱精细高效开发示范区工作小组，专门组织水驱精细挖潜活动开展。2. 构建高效运作优化管理体制。由矿总地质师、总工程师和生产副矿长担任组长，工艺队正职干部和生产办主任担任副组长；以工艺队、生产办人员为管理人员，以四个系统为管理单元，充分发挥专业技术与生产管理人员的协调职能作用。以总地质师为主要领导，负责试验区动态分析和方案执行；以总工程师为主要领导，负责试验区机泵运行正常；以生产负矿长为主要领导，负责试验区精细生产管理，保证生产运行平稳。3. 构建有序推进优化管理系统。矿工艺队成立精细地质研究组，与动态管队人员一同主抓示范区精细研究与动态分析，与相应三个采油队地质技术员联动主抓示范区资料录取、单井分析等工作，确保好的区块更好，差的区块变好。

（二）拉动示范区优化管理，需要实施“四清”优化措施，在水驱精细挖潜上提供必要的管理手段。为了深入分析油田开发现场阶段存在的矛盾和潜力，有必要突出“四清”优化措施落实，细致分析地下注采状况，系统完善区块注采关系，构建合理注采结构构架，找准影响开发的主要矛盾，梳理地下剩余油潜力，结合注水结构调整和剩余油类型适时科学实施增产挖潜措施，确保区块不断处于良性开发。

1. 注重成果应用，确保储层描述清晰。2013年以来，为高效挖掘剩余油潜力，进一步提高可采储量，保持区块持续稳产，以精细储藏描述，搞清储层沉积、油层发育、射孔连通、剩余油分布等特点为前提，充分利用精细地质解剖有利时机，与厂业务部门结合，重点做好地质基础研究“四项成果应用”工作，为方案调整提供可靠依据。（1）做好井震结合断层解释成果应用验证工作。经过井震结合构造研究表明，示范区共有4条断层发生明显摆动变化，共有新增小断层2条，结合断层解释的新结果，重新判断油水井连通状况，实施合理调整5口井。如259-12井断层，根据解释前认识近期内实施了两次方案调整，效果不明显，通过井震结合断层解释成果的应用，发现新增小断层，井给连通关系发生变化，因此重新判断来水方向，对杏5-4-740井进行方案提水，有效缓解了油层矛盾，达到了方案目的。应用动态验证的方法，对变化断层13个井组均实施了动态方案新的调整工作，并实施油井补孔2口井完善注采关系，从而使研究理论与生产实际得到紧密结合，有效的指导了油田开发。（2）做好精细油藏储层地质构造建模成果应用工作。通过了解、掌握、应用最新精细油藏地质构造研究成果—精细油藏储层地质构造建模成果，对示范区地质构造有了更为深入的了解，特别是对断层边部微幅构造的研究，有效指导断层边部剩余油优化挖潜对策制定，共实施针对性断层边部压裂8口井。（3）做好油砂体相带图重新绘制解释成果应用验证工作。通过结合储层新认识成果，系统性的开展注水方案优化调整工作。重点对非主力油层24个单元1607个油层进行重新认识，当年共实施水井细分调整方案8口，测调方案19口。（4）做好数值模拟剩余油精细描述成果应用工作。结合油田最新数值模拟剩余油精细描述成果，积极开展剩余油综合挖潜工作，应用井震结合结果，构建全区微幅构造模型140个；应用GP吨精细描述软件，绘制单砂体沉积图132幅；应用剩余油精细描述成果，分析剩余油分布151口井；应用动态监测成果，分析油田开发矛盾581个井组。

2. 突出合理调整，确保注采状况清晰。细致分析区块地下注采状况，在保证地下注采平衡的基础上，突出“四个合理”，有效提高油层动用程度，坚持有效驱动推进，发挥油层最大潜能，通过对示范区进行精细分析，有效把握区块生产形势，不断驱动地下处于良性循环。2013年以来，按照四个合理管理措施，完善单砂体采关系385个、区块和井网注采关系31个井组；通过细分重划技术合理调整，注水层段数由4.1个提至6.2个；通过测调技术对供液状况较差的井区，加强注水层段35个，日加强注水187立方米，停注层打开3个，日加强注水32立方米；合理调整井组和区块注采状况，保证区块压裂均衡平稳恢复，共实施油井抽汲参数调整78口井。

3. 围绕各类矛盾，确保分析问题清晰。水驱精细挖潜示范区相关人员立足改善区块开发效果，抓住开发“四类矛盾”，展开问题分析活动，实施一井一工程，针对区块内的每一口单井、每一个小层和每一个单砂体，严细、认真的开展动态分析，扎实、细致的实施开发调整，及时、不断的优化跟踪，努力提高方案质量，改善区块开发效果。2013年以来，针对葡I4及下油层动用状况差的现状，从油层连通关系、注入强度和注入压力等方面细致分析形成原因，从而搞清了油层平面、层间和层内注采矛盾根源；同时，围绕部分井区地层压力较低的矛盾，积极开展低压区成因及治理技术手段分析，重点开展了薄差储层和表外储层如何提高动用程度技术手段等分析工作。通过矛盾分析，最终明确了开发“地层压力低、动用程度差、含水上升快和自然递减快”四大类主要矛盾。

4. 开展专项调查，确保油层潜力清晰。为搞清剩余油潜力，有效缓解油层矛盾，通过落实“四项调查”工作，全面研究试验区压力系统、动用状况，评价区块开发调整效果；加大区块内相关动态监测，优化编制动态监测方案；对试验区地层压力、产液剖面、注水剖面、剩余油、水淹状况进行全面监测，客观评价示范区油层产量挖潜程度。2013年以来，充分利用新井水淹解释和剩余油数值模拟最新成果开展剩余油潜力排查98井次；结合历年吸水剖面开展油层动用状况调查，搞清了层间矛盾大、油层发育差和注采不完善造成油层长期不动用和间歇动用成因和分布特点。通过矛盾和潜力的排查，针对各类主要矛盾，制定了注水结构调整计划150口。

杏六区东部水驱精细挖潜示范区“四项调查”内容构成图

（三）推动示范区优化管理，需要实行“三分”优化手段，在水驱精细挖潜上提供必要的管理措施。为了持续有效掌控杏六区东部水驱精细挖潜示范区地下产量潜力，有针对性的破解难题、排解问题、破解课题，实行“三分”优化手段，为措施挖潜提供了管理保障。

1. 分块治理，控制平面结构差异。以细化管理单元为思路，结合油层发育状况、含水与产量变化、剩余油分布、地层能量差异、油层动用状况等因素，将示范区细划为东、西两个区块进行管理。针对小区块内不同的矛盾特点，制定针对性的治理措施。重点加大对层间矛盾突出的东部区块治理力度，共实施细分、重划和测调缓解层间矛盾方案共计79井次，实施压裂、酸化、补孔改善注水状况措施共计66井次，实施完善注采系统大修、更新和长关井治理共计21井次，区块的开发矛盾得到有效缓解。

2. 分别调整，改善纵向动用差异。在注水方案变动中，开展“三个针对”优化调整活动。一是针对萨尔图和葡萄花以下油层组渗流特征差异，积极实施细分及周期注水方案，并探索分油层组周期注水试验，努力提高底部油层动用状况；二是针对层段内注水干扰形成动用状况差异，比照“666”细分注水标准，积极组织细分和重划注水层段工作，控制层段内油层数量、砂岩厚度，合理匹配渗透率变异系数，限制和停注突进层，提高动用差的潜力层注水能力；三是针对层段间矛盾转化差异，合理匹配注水层段性质，调整注水强度，真正使加强层提得上，限制层控的住，停注层关的死；针对各单元间吸水能力差异，认真分析低注欠注层段成因，积极实施个性化的增注措施，重点对薄差层进行压裂改造措施，对油层污染严重油层实施个性化的酸化增注措施。2013年以来，以提高油层动用状况、改善油层渗流能力、完善注采系统为目的，精细实施注水结构调整199井次，细分后单卡油层数控制在6.18个，砂岩厚度控制在4.32米，变异系数控制在0.54以内。针对性的确定了加强层段197个，限制层段72个，停注层段48个，平均单层注水强度提高了44立方米。

针对四类矛盾制定分类注水结构调整计划表

产液结构调整措施工作量实施情况统计表

示范区不同压裂方式增油情况统计表

示范区油井酸化实施效果统计表

3. 分类改造，调整剩余潜力差异。针对薄差油层动用差和层间干扰形成的剩余油，优化实施油井压裂挖潜，突破含水界限，挖掘高含水井中低含水层潜力，薄厚储层兼顾，挖掘高含水层中低含水砂体，优化压裂工艺，探索薄差储层措施适应性。针对注采关系不完善型剩余油，实施油井补孔挖潜，重点研究二、三次井相互完善薄差层注采关系情况和挖掘断层边部、萨II1-4油层剩余油潜力。针对窄小河道控制不住型剩余油，重点完善开发萨II16油层的两口水平井组注采关系，积极对周围注水直井实施注水保护方案，努力改善水平井开发效果。针对断层边部剩余油潜力，进一步完善注采系统，探索断层边部周期注水能量反弹技术。2013年以来，以挖掘剩余油潜力、完善注采系统、协调供排关系为目的，精细实施产液结构调整158井次；针对动用差、含水低砂体，加大薄差储层的压开比例，优化压裂方式。其中薄差层压开比例由21.1%提至33.3%，平均单井日增油由3.7吨增至5.7吨。同时，探索新型酸化方式，减小近井地带油层污染。针对油层污染导致低产低效的二、三次加密井，实施生物酶和QY解堵技术进行油井酸化，其效果明显好于普通酸化。

（四）促动示范区优化管理，需要运行“三精”优化方式，在水驱精细挖潜上提供必要的配套措施。在水驱精细挖潜示范区日常工作开展中，需要注重强化配套管理措施落实，持续运行示范区“三精”优化方式，保证水驱精细挖潜活动稳步推进。1. 注重技术精细管理。在水驱精细挖潜示范区各项工作的专业技术工作落实过程中，采取“三个强化”手段，提升技术工作的时效性。2013年，编制了注水井方案调整跟踪查询软件和调整方案流程化管理标准；2014年，针对风险控制措施、控制实施证据进行修改完善，逐步形成“82530”管理模式，即明确8个关键环节，抓住25个风险控制点，统一30项风险控制报表。2. 注重测试精细管理。为了细化示范区测调工作，主管领导组织工艺队人员、测试队干部，借4个良好机会，抓测试精细管理提升。分层测试是实现方案调整目的的关键环节。2013年以来，通过缩短测试周期、完善管理规定、优化洗井方法、加强技术攻关、强化质量管理，使测试环境得到改善，测试效率和质量明显提高。3. 注重监测精细管理。紧紧围绕油田动态变化趋势，针对不同开发时期水驱井组、井网、区块的监测井点进行优化调整，并充分考虑科研试验需求，重点加大精细挖潜示范区的监测力度，坚持“四个原则”。2013年以来，共实施针对性的动态监测798井次，为动态分析和技术调整奠定了坚实的基础。

（五）滚动示范区优化管理，需要推行“三动”优化方法，在水驱精细挖潜上提供必要的推进措施。要使水驱精细挖潜示范区的优化管理活动不断滚动开展，有必要以精细地质研究成果软件学习为契机，以油田精细开发调整为基础，以测试流程化管理为切入点，通过注重推行“三动”优化方法，在水驱精细挖潜上提供必要的推进措施。

1. 主动掌控精细地质研究建模功能。积极参加厂技术培训，达到灵活应用精细地质研究成果的基础上，主动学习掌握建模技术。按照油田开发全年重点工作安排，首先对杏四—六面积和杏六区东部示范区开展建模工作，在应用过程中不断加强学习，完善技能，最终达到能够灵活运用相关技术进行日常分析和对比，进一步加深对储层的认识。同时对动、静态不符井区积极开展分析，完善验证精细地质研究成果，为动态调整提供可靠依据。如杏4-3-丙431井区，原241号和245号断层是独立分开的，通过井震解释后出现为连通的，新的注采关系造成断层边部注采极不完善。为有效改善井区注采状况，应用掌握建模技术绘制了该井区三维微幅构造模型和剩余油描述图进行分析。为完善注采关系，挖潜剩余油潜力，对该井侧斜更新投产，射开原井未射孔潜力层2个，射开原井含油饱和度较高层11个，取得了初期日增油6.8吨，达到高产井标准，2013年累计增油0.2079万吨好效果。

2. 联动管控精细挖潜区块开发指标。为保证示范区全年工作目标顺利实现，认真践行责任使命，充分发挥技术部门参谋本部的职能作用，组织矿队示范区相关人员，联动加强各项油田开发指标监控管理，密切跟踪生产走向，科学指导油田开发管理，大力实施综合调整对策，最终全面实现水驱精细挖潜示范区“七个确保”工作目标。

3. 互动防控精细开发主要环节风险。为保证油田开发重要环节测试工作科学有序开展，以内控管理模式为思路，针对测试计划拟定点位前移和洗井方式相应改变的问题，全面修订注水井分层测试管理流程，达到“两个转变”。改进后的油田监测控制流程经过推行，不但规避了注水井测试过程的各类风险，还极大地提高了油田监测工作效率和注水有效性。并以此为切入点，明确管理环节，确定管理要求，建立监督机制与考核办法，创新并推行了注水井方案调整管理流程，后经改进优化注水井方案调整控制管理流程图，由过去的催促落实、监督执行，变成主动落实、快速执行，不仅优化了注水方案、提高了工作效率，还在水驱精细开发上见到了显著效果。

三、油田水驱精细挖潜示范区优化管理实践效果评价

按照油田水驱精细挖潜的创新管理要求，探索创新的杏六区东部水驱精细挖潜示范区优化管理方式，经过3年实践，起到了细化水驱挖潜、深化精细挖潜的作用，成效显著。

1. 示范区注水状况得到逐步改善。注水结构更加合理，分注率由86.7%提至98.1%，分层注水量比例由97.7%提至100%，从而油层动用状况明显改善，累计动用比例由63.2%提至80.1%。2. 示范区创出水驱优化挖潜方法。通过对杏六区东部水驱精细挖潜示范区的优化管理，见到了对区块开发各项影响因素的防控作用、对地下动态走势的掌控作用、各类指标顺利实现的管控作用，形成了具有创效性、长效性、实效性的油田水驱优化管理方法，得到了上级主管部门领导的高度评价。3.示范区见到了显著的经济效益。杏六区东部水驱精细挖潜示范区原油产量连续3年保持在11.7万吨以上，比计划超产2.8万吨，且未措施井产量比例一直保持在95%以上，创出经济效益1819.8170万元。

采油矿注水井调整方案控制流程管理要求构成图

采油矿注水井调整方案控制流程管理环节构成图

四、油田水驱精细挖潜示范区优化管理实践主要特点

通过水驱精细挖潜示范区优化管理实践，创出具有5个优化管理特点的油田水驱精细挖潜管理方式。

1. 水驱精细挖潜优化管理具有系统性。通过构建全程受控优化管理机构、高效运作优化管理体制、有序推进优化管理系统的“三管”系统优化管理机构，在水驱精细挖潜的各项工作开展上，提供了必要的、有力的、持续的组织保障。2. 水驱精细挖潜优化管理具有技术性。通过注重成果应用，确保储层描述清晰；突出合理调整，确保注采状况清晰；围绕各类矛盾，确保分析问题清晰；开展专项调查，确保油层潜力清晰，在水驱精细挖潜管理上提供了技术性手段。3. 水驱精细挖潜优化管理具有持续性。通过实行分块治理，控制平面结构差异；分别调整，改善纵向动用差异；分类改造，挖掘剩余潜力差异，在水驱精细挖潜上提供了持续跟进的富有成效的管理措施。4. 水驱精细挖潜优化管理具有规范性。通过不断注重运行技术精细管理、测试精细管理、监测精细管理的示范区“三精”优化方式，在水驱精细挖潜上提供具有规范性的、管控性的、有效性的配套机制。5. 水驱精细挖潜优化管理具有群动性。通过推行主动掌控精细地质研究建模功能、联动管控精细挖潜区块开发指标、互动防控精细开发主要环节风险的示范区“三动”优化方法，在水驱精细挖潜上提供具有群动性的推进措施。