一、开发现状
　　港西五区一断块位于港西构造的南部，⑤号主断层的下降盘，断块含油面积3.5km2，地质储量649×104t，可采储量288×104t。五区一断块于1970年初开始钻探，按其开发特点可分为六个开发阶段：弹性溶解气驱开发阶段、注水初期开发阶段、完善注采井网上产稳产阶段、注水效果变差，产量递减阶段、提高注水波及体积，注聚阶段、精细油藏描述综合调整阶段。截至2012年12月，该区块共有油井56口，开45口，断块日产油143.9t，综合含水91.3%，采油速度0.81%，累积采油328.2×104t，采出程度40.0%，自然递减，14.95%，综合递减6.3%；有注水井24口，开19口，日注水量1497m3/d ，月注采比0.89，累积注采比1.01，累积地下亏空-39.6×104m3。目前地层压力9.2MPa，总压降1.32MPa。注采对应率66.8%，注采连通程度56.9%。
　　二、开发中存在的主要问题
　　1.区块砂体分步零散，井况恶化，影响了注采井网的完善
　　五区一断块目前在册井共投入各类开发井共140口，截止目前在册油水井共80口，套变井数为42口，套变率52.5%。目前带病生产井20口，总日产能力61.4t，这些产量随时面临停产的危险。带病注水井13口，套变停注井5口。由于套变，制约了部分油水井措施的实施，影响了井网的完善程度，当前有11口油井无注水补充，日产油21.7吨，综合含水90.23%，动液面804米。
　　2.注采矛盾突出，影响开发效果
　　部分井组层间矛盾突出。统计2012年吸水剖面，均存在不同程度的层间矛盾，其受益油井9口，日产35.4t。从注水井吸水剖面分析，总测试层17层125m，吸水层13层72.4m，占总测试层层数和厚度的76.5%和57.9%。虽然区块井间监测资料较少，但从井组动态反应观察，6个井区存在平面矛盾。涉及注水井10口，受益油井16口（当前正生产15口，预计可恢复1口），井组日产液782方，日产油57.25吨，综合含水92.7%。涉及砂体均为主力砂体：明二1-3、明二3-1、明二4-3、明二6-2、东营油组。
　　三、2013年综合方案部署
　　根据断块生产情况，对断块进行整装治理，针对主要矛盾进行治理。治理方向从完善注采井网、缓解注水矛盾两个方面开展，针对性的进行油井转注、水井补层、分注调剖等工作，同时配套实施检管工作，保障正常注水。
　　1.是完善注采井网，恢复砂体能量：主要是针对当前注采不完善的新井、措施井，以及针对部分高产井增加水驱方向，提高注水波及体积。通过转注、修复、补层等8井措施，增加水量可增加受益井8口，新增受益层10层，增加受益方向12个，增加水驱控制储量26万吨。
　　2.是开展分注、调驱工作，减缓注采矛盾：通过开展分注、重分注，缓解层间矛盾：根据动态反应，对比邻井生产情况，结合监测资料，实现对笼统井分注，分注井注水井组合层段优化；通过开展调驱工作，减缓平面矛盾：分针平面矛盾突出井区进行平面深度调驱，一方面改善平面水驱速度不合理的现象，封堵高渗透层；另一方面，扩大波及体积，最大限度驱替剩余油。
　　3.是对注水不正常井检管治理，提供注水保障：鉴于目前区块存在注水不正常井，多年未检管较多，下步计划对 6口水井实施检管，针对需要调剖更换管柱水井6口，实施配套检管，共计12井次。
　　方案工作量：方案计划转注油井4口，大修恢复3口，调驱7口，重分注3口，新分注1口，检管6口，补层2口。通过2013年的治理使单元日产油稳定在121t（实产），自然递减控制在13.3%，含水上升率控制在0.04%，注采连通程度由53.9%提高到54.5%，注采对应率由66.8%提高到67.5%，增加可采储量12万t，增加水驱控制储量6万t。
　　方案工作量：方案计划转注油井4口，大修恢复2口，调驱5口，重分注3口，新分注1口，补层2口，检管6口。
　　通过2013年的治理使单元日产油稳定在141t（实产），自然递减控制在10.0%，含水上升率控制在0.04%，注采连通程度由53.9%提高到54.5%，注采对应率由66.8%提高到67.5%，增加可采储量12万t，增加水驱控制储量6万t。
　　四、实施效果总结
　　港西五区一注水工程师范区块全年计划工作量26口，通过对水井工作的提前安排部署，分层次、分阶段实施注水治理，截止到2013年12月底完成全部工作量。经过注采完善、精细配注、调驱治理后，区块自然递减得到有效控制，截止目前自然递减为-0.5%，与去年同期对比下降14.8个百分点。
　　1.通过井网完善，强化稳产基础，早实施，早见效。充分利用油井转注、水井大修等工作的开展，夯实基础，区块主体的转注工作目前已经完成，转注之后增加受益井3口，增加受益方向3层，增加水驱控制储量14.6万吨，截止目前累计增油145吨。
　　2.优化配产配注，实施注采调控，多模式，优效果。打破“含水上升停注，液量下降恢复注水”的单一模式，通过多向调配，提高注水有效性。动态调水10井次，涉及受益井14口，累计增油646吨。
　　3.找准注采矛盾，实施调驱治理，控含水，稳产量。目前已经优先实施的5个调驱治理井组，已有3个井组初见效果，截止目前累计增油120吨。
　　通过分层次、分阶段实施注采完善、精细配注、调驱治理，完成水井措施23口，区块开发水平提升到150吨/天，自然递减得到有效控制。
　　五、关键技术
　　1.精细储层研究技术：通过油藏精细描述开展微构造、沉积微相及砂体分布规律研究，找出潜力区、潜力层，从而进行平面层间挖潜。
　　2.精细地层对比技术：运用地层精细对比技术认识储层分布状况，结合地下动态情况搞清剩余油分布状况，本着在复杂断块有利地区完善注采关系的原则，进行局部注采井网完善，提高人工水驱控制程度。
　　3.动态监测技术：运用PNN测井技术、双源距C/O、示踪剂监测、探边测试、组合吸水剖面精细测试等技术，深入认识储层动用程度，为挖掘层间剩余油潜力提供依据。
　　4.注水工艺配套技术：注水井采用分注、细分注、调剖、调驱等技术，对应油井采用卡堵水、提液等手段，提高油层的动用程度。应用可动凝胶驱替技术，改善注水老区的层内及平面矛盾，进一步提高采收率。
　　六、结论与建议
　　1.控递减工作，必须抓住单元主要矛盾，持续开展治理才能有效。
　　2.精细地层对比，准确单砂体剩余潜力研究，是开展治理工作的基础保障。 (责任编辑：南粤论文中心)转贴于南粤论文中心: http://www.nylw.net(代写代发论文_毕业论文带写_广州职称论文代发_广州论文网）