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提高作业区注水管理的方法和途径 　　摘 要：刘峁塬区长81油层属于三角洲前缘亚相沉积，砂体展布主要受水下分流河道、河口坝及分流间湾等沉积微相类型的控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，属岩性油藏，是鄂尔多斯盆地典型的低压、低渗、低饱和度油藏，如何提高注水管理，达到精细注水的要求，是超低渗透油藏稳产的关键保证。 　　关键词：超低渗透油藏 注水 管理 　　姬塬油田刘峁塬长81油藏平均埋深2600m，平均孔隙度为8.66%，渗透率0.39mD，属于超低渗透油藏。2010年采用菱形反九点井网投入开发，目前注水井开井数164口，单井日注水量22m3，平均注水压力17.5MPa（油压）；油井开井数449口，单井日产液量1.78m3，综合含水13.1%。 　　一、油田注水现状及原因分析 　　1.注水现状分析 　　由于油藏层内非均质性严重且油藏沉积砂体分布受物源和沉积体系展布控制，砂体以水下分流河道为主，平面上主要呈西北至东南条带状展布，西部砂体较东部砂体发育，沿分流河道展布方向砂体连通性好。河道与非河道区注井注水压力相差很大，非河道区最高注水油压达到26MPa。通过酸化、压裂、洗井等多种方法试图提高注水量降低注水压力得效果并不明显。欠注区油井自然递减率较大，单井日产液量不足1m3；正常注水区地层能量保持含水上升率控制在计划指标内，但已经发现14口水淹井。 　　2.原因分析 　　欠注区措施后效果不明显的主要原因是①油层岩性致密；②油水井连通性差；③岩石表面润湿性试验为偏亲油为主；④其它可能原因是超前注水时期水质监控没有持续监控。通过测井和动态验证判断水淹井的主要原因是油藏自然裂缝和微裂缝发育丰富，造成水淹的主要原因的注水指进以及注水现场注水量强度的控制不到位。 　　二、措施分析 　　针对上述原因，如何做到精细注水，减少欠注量，平稳注水控制油井见水速度是长81油藏稳产的关键技术。 　　1.保证注水时率 　　由于生产限电、设备维护等原因注水时率还有提高的空间。注水时率偏低一是井场员工为了完成注水任务突击注水容易对地层造成伤害，二是欠注区如果不能及时流程放水造成注水管线冻堵的严重后果。为了解决上述问题保证平稳注水，注水上游配备发电机解决暂时限电问题，设备维护时间的选择与备用设备的日常保养维护需要制定合理的工作制度。 　　2.持续监控保证水质全面达标 　　超低渗透油藏尤其该区南部欠注油层孔喉的敏感性比一般油藏更强，水质固体颗粒、悬浮物、添加剂配伍性等指标需要连续动态监控，一旦不达标对超低渗透油藏的伤害是不可逆转的。注水水质的监控需要设立独立的监控小组确保合格率达到百分之百。 　　3.注水资料的录取达到“八全八准” 　　提高水井资料全准率是油藏动态分析的第一保证，准确及时的第一手资料是油藏管理的首要重点工作，水井资料“八全八准”的录取关键节点是注水现场，加大员工培训规范合理可行的生产实际操作手册是该工作顺利进行的有效途径。 　　4.坚持动态分析及时预判 　　油藏开发的中后期提高油藏开注水效果分析，是制定合理注水政策的有效方法。注水效果分析不仅仅是注水问题还涉及每口水井对应油井生产动态的监控，如液量、含水等。前期油井见水都不能很好的预测与即时发现，主要是油井的动态监测工作跟不上动态分析的需求。为了提高油藏水驱开发效果，通过提高动态监测与分析的水平可以及时减少或者预判水淹井的发生。 　　5.开发中期井网调整与优化 　　目前长81进入稳产的开发中期，通过从地质认识、技术对策、方案设计调整等方面认真总结，从新认识，跟踪评价注水效果，把油藏基础认识从小层深化到了单砂体，细化注水单元提高水驱控制程度，减小区块自然递。提出井网完善方案，改善水驱状况，提高地层能量保持，降低综合含水，自然递减率控制在计划指标内。 　　6.提高现场看护人员的整体素质 　　现场看护人员是注水政策执行、资料录取全准率的第一负责人， 是整个油藏中后期开发的关键环节，提高看护人员的素质是注水开发、效果评价的首要任务。首先看护人员必须具备精细平稳注水的正确意思，严禁发生超欠注和突击注水现象，其次看护人员资料录取必须准确、及时、全面，最后看护人员有标准操作的技能。只有看护人员的素质达到了精细平稳注水的要求，提升作业区注水管理的方法才能落到实处。 　　三、与数字化紧密相结合 　　长庆油田数字化技术日臻成熟，在注水管理平台方面，可实现远程调配注、瞬时流量、压力等生产参数，时时生成生产报表等功能。根据配注量变化，建立单井注水量、注水站水罐液位、供水站水罐液位、水源泵压力预警值，及时预警。数字化为实现精细平稳注水提供了平台，但是目前实际运行情况数字化还需要解决数据传输的精度与稳定性；降低数字化维护费用；提高管理人员数字化硬件设施的维护保养能