摘要：根据齐2-13-11块大凌河油层砂体分布范围有限、水体小、潜力大的特征，吸取开发中产能高、压力下降快的开采特点，充分依据区块的构造、水体及储层性质，从合理开发方式的选择、合理井网设计、合理注入参数设计、合理采出参数优化等方面论证区块注水的可行性，并有序实施，实现了区块的高效良性开发。
关键词：采出参数、注水、井网、注入参数、外溢量
一、研究背景
齐2-13-11块大凌河油层属于“小而肥”的高潜力区块，从开发过程中看，区块具有较大的增产潜力，在合理开发下能取得好的开发效果。但区块受砂体发育影响，供油面积有限，水体小，随着井网的逐步完善，开采井数逐步增加，区块能量下降快，对稳产造成较大影响，因此需要及时有效的补充地层能量，保证区块稳产。通过合理开发方式的选择、合理注入参数的设计、合理采出参数的优化，区块实现止跌回稳的产量走势，随着地层能量的逐步补充，区块采油速度逐步提高，保证了好的开发效果的实现。
二、区块概况
2.1地质概况
齐2-13-11块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段北部，开发目的层为大凌河油层。区块含油面积0.90km2，石油地质储量82.61×104t。油藏埋深2100～2200m，原始地层压力20.97MPa，目前地层压力15.7MPa。储层平均孔隙度为14.34%，渗透率为73.3×10-3μm2，为中-低孔隙度、中渗透率油藏。
2.2 开发历程及开采现状
通过综合地质研究，2009年在该块部署1口控制井（齐2-13-312），2口开发井（齐2-13-12、齐2-13-311）；实施1口控制井（齐2-13-312），1口开发井（齐2-13-311）。
2010年4月在该块优选老井齐2-15-12井进行试采并获得成功。
2011年在该块部署并实施2口开发井（齐2-14-311和齐2-13-012井）。
2011年10月按照分层系注水开发原则，部署并实施1口水平开发井（齐2-H7）和1口注水井（齐2-13-011井）。
目前该块共有油井7口，开井6口，日产油57.6t，日产气464m3，日产水11.7m3，综合含水16.8%；注水井2口，开井2口，日注水110m3。累产油9.03×104t，累产气644.2×104m3，累产水1.27×104m3，采油速度2.3%，采出程度10.89%。
三、开采特点
3.1天然能量开发，地层压力下降快
该块投入开发以来，依靠天然能量开发无外界能量补充，区块地层压力下降较快，单位压降产油量仅0.5457×104t/MPa。
目前地层压力14.22MPa。齐2-13-11井生产19个月后，距齐2-13-11井300m的齐2-13-312 井2009年12月投产时静压15.40MPa，地层压力下降5.22MPa。
3.2初期产量较高，单井产能较高
该块油井初期产量均较高，单井平均初期产量17.3t，截止目前单井平均累产油11568t。其中齐2-13-11井初期日产油高达37.8t，累产油30359t，目前日产油仍在10t左右。
四、 存在问题及潜力
4.1存在主要问题
（1）区块生产制度不合理，地层能量下降过快
该块采油速度过高，导致地层能量下降较快。近几年该块投产新井较多，初期均取得较好效果，区块处于高速开发阶段，区块采油速度一直保持在2%以上，2011年11月达到3%以上。通过RFT测试资料看，该块压力急剧下降，由20.97MPa下降到14.22MPa，低于饱和压力（15.7MPa）。
（2）区块开发方式不合理，产量急剧下降
该块边水不活跃，利用天然能量开发，地层压力下降较快, 未有外界能量补充，导致区块产量快速递减，目前急需转换开方式，完善注采井网，地层补充能量。
4.2区块潜力分析
（1）平面潜力。区块目前仅有齐2-H7井和齐古13F井生产大Ⅱ1油层，大Ⅱ1储量基本未动用，具有开发调整潜力。
（2）纵向潜力。区块大Ⅱ1油层处于沉积的主相带，砂体发育，地震资料显示储层连续稳定，油层厚度大于10m，适合分层开发，具有较大的分层开采潜力。
五、区块开发方式优化研究
5.1 区块注水潜力研究
与同类油藏相比，具有注水潜力。齐2-16-12块2000年投入开发，实施早期注水，目前采油速度1.91%，采出程度20.51%,注水开发效果较好，因此齐2-13-11块实现注水后能取得较好的开发效果。
5.2区块注水必要性研究
齐2-13-11块水体体积小，压力低（14.22MPa），油井平均液面在680m左右，根据单井产液量与流压关系，随着油藏的不断开采，小体积低压水体无法有效推进，在没有能量补充的情况下，油井流压降低的同时产液量必然随之降低，不利于提高油藏采收率。因此该块有必要注水补充地层能量[3]。
5.3区块注采井网优化研究
根据区块构造、油层发育及油水关系，达到低部位注水向高部位平行推进的目的，采取边外注水方式，最大程度的提高水驱波及体积。确定在构造低部位转注两口井补充地层能量。
5.4区块注入参数研究
通过生产状况分析及地层精细对比，使注水后单层注采对应，有注有采，注采平衡。目前地层压力系数0.67，配注后达到增压目的，使压力系数达到0.8以上，以适应该类油藏注采需要。注采比按照中～高渗油藏注采要求，达到1.0～1.2左右[2]。其中充分考虑地层倾角、边部水体、注水外溢量等因素，使有效注水满足注采需求[1]。
5.5区块采出参数研究
为保证区块高效开发，实现长期稳产，对采油速度进行优化。根据合理采油速度优化公式，确定区块合理采油速度2.4%。对区块进行产量调整，以保证较好的开发效果。确定区块日产液71.5t，日产油66.0t为合理产量。
六、注水开发效果
齐2-13-11块2012年5月全面转注水开发，日注水140m3，取得显著效果.区块压力由14.22MPa上升到目前15.5MPa，日产液由57m3上升到69.3m3，日产油从43t上升到57.6t，目前仍呈上升趋势，动液面由1700m上升到1400m，自然递减率、综合递减率从19.86%提高到-17.54%。新增水驱控制储量74.2×104t，提高采收率15.7%，按递减规律计算目前区块阶段累增油4010t。
通过精细注水开发区块日产油从43t上升到目前57.6t，阶段累增油0.4×104t，扣除投资和采油成本，按油田公司经济效益计算方法，创造经济效益918.5×104元。
七、认识与结论
（1）区块适合注水开发。从区块注采状况看，实现注水后，注的进，采的出，区块实现了产量的相对稳定，说明区块适合注水开发；
（2）合理的注采参数是保证区块高效良性开发的重要因素。通过合理注采参数的优化，保证区块注采平衡，是实现区块稳产上产的重要保证。
（3）针对区块和油藏类型，采取针对性的合理的开发方式是实现区块合理开发的关键。
参考文献：
[1]蔡厥珩，等.评价注水油田注水利用率的一种新方法[J].特种油气藏，2006，13（2）：40～42.
[2]刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发，1999，26（2）：51～55.
[3]李继红.复杂断块油藏地质模型及剩余油分布研究[D].西北大学，2002：125～128.
[4]郑同昌.提高水驱滞留剩余油采收率研究与应用[J].内江科技，2006，2.
作者简介：郑世红，1968.07.28，黑龙江大庆人，副研究员，大学本科，主要从事高职教学、培训、科研。专长：石油钻井教学与培训、课程开发。