具体实施效果:

　　3.1 西过和南西过实施注采系统调整

　　西区过渡带和南一区西部过渡带由于地层条件差和套损井影响,存在注采系统不完善、异常高压井数多等矛盾。2003年我矿对两过地区实施注采系统调整工作:

　　一是注水井补钻3口,油井转注6口,统计周围未措施采油井19口,流压上升了0.08 MPa。

　　二是通过注水井治理完善注采关系以恢复地层压力,注水井套损修复7口、侧斜1口,日恢复注水462m3,统计周围5口定点测压井,地层压力上升0.16 MPa。

　　三是注水井改造使注入状况得到改善,压裂2口、酸化8口,日实注上升132m3,统计周围连通未措施采油井38口,流压上升0.02 MPa。

　　四是通过采油井综合挖潜达到增油降水平衡压力系统目的,补孔4口、压裂11口、补孔压裂1口。其中的三口异常高压井平均地层压力由11.28 MPa下降到10.09 MPa。通过对两过的综合调整使水驱动用状况得到了改善,地层压力恢复较合理。

　　3.2 在钻降控制及恢复过程中实施降压、保压、控压相结合,优化钻降及恢复注水方案工作。

　　2007年我矿在新井产能建设过程中采取滚动式钻井方式,尽量减少水井重复钻关,合理控制钻降时间和距离,避免地层压力变化幅度过大。全区42口钻降井,仅有5口重复钻关,注水井开井后分阶段恢复注水,地层压力缓慢回升,对保护套管预防套损起到积极作用。

　　3.3 对长期不检泵的低增油井进行检泵恢复生产,降低液面使局部区域内高压得到有效释放。

　　2003年10月到2004年3月对南西过积压的16口低增油井进行检泵,检泵后日恢复液量109t,日恢复产油34t,综合含水下降2.38%,沉没度下降432m,流压下降1.07MPa,检泵后地层压力得到合理释放,对缓解压力失衡起到了积极作用。

　　3.4 对高压井区沉没度高的采油井通过上调参、换大泵、压裂、补孔等措施进行泄压,同时对“三高”井周围的注水井进行下调方案,达到注采平衡。

　　2003-2007年共换大泵92口,压裂22口,补孔5口,其中有14口是针对异常高压井,14口井措施后日增液112t,日增油46,含水下降0.67个百分点,平均沉没度下降167m,流压降低0.18MPa,地层压力下降0.38MPa。对注水井测调4口井,日配注下调75m3。

　　3.5 对异常低压井区加强或恢复注水,提高地层压力。

　　2003年我矿注水井大修及侧斜开井4口,更新8口,采油井转注6口,增注40口;2004年大修侧斜8口,增注22口。其中有9口井是针对区域内异常低压所上措施,统计周围连通34口未措施采油井,日增液46t,日增油9t,沉没度上升86m,地层压力恢复0.26MPa。

　　3.6 套损率逐年递减,套损井数得到控制。

　　通过近几年的综合治理及压力系统的合理调整,我矿套损井数明显减少,套损率逐年降低,由高峰期的年套损82口井下降到2004年的18口井,套损率由8.79%下降到1.34%,下降了7.45个百分点,平均年递减率1.06%。

　　4、几点认识

　　1、开发过程中压力系统的合理调整,对保护油层套管极为有利,套损井可得到有效控制。

　　2、压力系统的调整是关系到油田开发效果好坏的重要因素。

　　3、地层压力的高低与地质构造、油层发育、注采关系、开发方式等因素都有直接关系,根据区块间、井组间等不同特点采取相应的方法来调整压力系统是均衡压力系统的基本策略。

　　4、对异常高压井层的治理能有效缩小层间压力差异。

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