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【摘要】茂503区块位于头台油田已开发的试验区南部，开采层位为扶余油层。2005年针对加密注采系统调整后，随着注采排距的缩小、注水压力的上升，非东西向裂缝可能开启的问题，采取了全井限压注水试验。但全井限压注水存在注采比低，产量递减较大的问题，经过进一步研究，通过多种方法确定不同注水层段开启压力，与层间注水结构调整相结合，实现不同层段注水有不同的合理注水压力，减少了关井，在茂503区块应用取得较好的稳油控水效果。
【关键词】合理注水压力；限压注水；分层；效果分析
一、茂503区块基本概况
1.1茂503区块地质概况
茂503区块位于头台油田已开发的试验区南部，松辽盆地北部朝阳沟阶地头台鼻状构造东翼近轴部位，开采层位为扶余油层。探明含油面积1.8Km2，地质储量112×104t，平均渗透率1.0mD，平均有效孔隙度12.2%，平均砂岩厚度28.1m，平均有效厚度16.0m。
区块所在的扶余油层为河流—三角洲沉积，主要发育水下分流河道砂体，纵向上共发育18个小层，主要发育4个主力油层有即：FⅠ6、 FⅡ1、FⅡ3、FⅢ4，其中FⅠ6和FⅡ1层砂体局部发育，FⅡ3和FⅢ4层砂体大面积发育。砂岩平均钻遇率分别为77.2%、73.7%、87.7%、91.2%。
1.2存在问题
茂503加密井区自2003年进行加密注采系统调整以后，注采排距由212m缩小到70m，油井产量大幅度提高，采油速度由0.58%增加到1.54%，取得较好的开发效果。为了控制非东西向裂缝开启，防止非东西向油井水淹，2005年开始进行限压注水水试验。
但随着限压注水时间的延长，由于合理注水压力比较低，注水井开关频繁，年注水量减少，井区年注采比只有1.27，累积注采比由限压前的3.83下降到2.87，地层压力由8.61MPa下降到7.62MPa，油井产量水平较低，平均单井日产油由2.4t下降到1.1t，采油速度由1.58%下降到0.86%。分析发现，部分注水井合理注水压力不合理是导致注水量一直偏低的主要原因。
二、分层限压注水改善开发效果
以前进行全井限压注水的时候，只是通过注水指示曲线，并结合油井含水变化时对应水井的压力变化，确定裂缝的开启压力，做为限压注水井的合理压力。
由于扶余油层层间的非均质性比较严重，层间压力水平差异大，利用注水井指示曲线和油水井动态变化确定的合理压力，只是裂缝开启压力最低层的开启压力，当层间应力差异很大时，只有应力低的层吸水多，其它层吸水差，开发效果差；或着当注水层段发生变化时，仍用原来的压力就不能真正代表注水井的合理注水压力。所以必须找出注水井各层的合理注水压力，再跟据各层段注水情况确定全井的合理注水压力。
首先根据全井注水指示曲线及吸水剖面，并結合压裂施工曲线，确定应力最低层的合理压力，其它层如果全井注水指示曲线确定不了，然后再根据分层注水指示曲线结合压裂施工曲线确定其它各层的合理压力。
以茂9-15井组为例，根据全井注水指示曲线及油水井动态变化，确定合理注水压力为14.0MPa，再根据吸水剖面反映，该井主吸水层FII3层吸水达34.8%，确定14.0MPa为FII3层的合理注水压力。然后全井注水指示曲线上在没有第二个拐点，从指示曲线及动态反映不能够判断出其它层的合理压力，我们就根据各层的压裂施工曲线上的瞬时停泵压力确定其它层的合理注水压力。
应用以上方法，对茂503区块的20口井的75个层的合理注水压力进行了重新确定，通过确定后的各层合理压力可以看出，茂503区块层间非均质性差异很大，最大最小合理压力差3.7MPa。
经过1年的调整，区块平均注水压力由13.3MPa上升到14.2MPa，减少了关井时间，区块注水量明显增加，区块年注采比由1.27增加到2.08，地层压力逐渐恢复，由7.62MPa增加到8.28MPa，取得了较好调整效果。
三、开发效果及认识
2009年，通过层间注水结构调整和分层限压注水，茂503区块开发效果得到明显的改善。
3.1茂503区块取得较好的开发效果
通过对各层的合理注水压力进行分析，发现通过全井注水指示曲线测得的合理压力往往只是最低层的压力，导致其它层的动用不好，2009年对该区块个别低压层进行停注，提高注水井的合理注水压力，区块注水量增加，注采比由由1.27增加到2.08，油井开始受效，产量明显增加，平均单井日产油由1.1t增加到1.2t，区块采油速度由0.73%增加到0.96%，含水上升率由3.0下降到1.9，区块自然递减率由7.7%下降到-1.7%，取得较好的开发效果。
由于该区块注水井FII3层长时间停注，导致FII3层动用状况较差，2009年对部分井停注层FII3恢复注水，共调整5口井，周围8口油井日产液由17.5t增加到19.0t，日产油由13.7t增加到15.2t，综合含水21.7%略降到20%。其中FII3层相对产液量由23.3%增加到33.3%，动用状况得到明显改善。
3.2取得的几点认识
（1）对于层间差异较大的裂缝性油层，通过分层限压注水，能够更好地进行层间调整，既能控制非东西向裂缝的开启，又有利于油井受效。
（2）分层限压注水与层间注水结构调整相结合，实现不同层段有不同的合理注水压力，减少了注水井关井时间，提高了注水量，增加了油井受效程度。
（3）对局部裂缝发育水淹的层，与堵水相结合，更好的调整平面矛盾，避免长期停注，影响单层的采收率。
【关键词】合理注水压力；限压注水；分层；效果分析
一、茂503区块基本概况
1.1茂503区块地质概况
茂503区块位于头台油田已开发的试验区南部，松辽盆地北部朝阳沟阶地头台鼻状构造东翼近轴部位，开采层位为扶余油层。探明含油面积1.8Km2，地质储量112×104t，平均渗透率1.0mD，平均有效孔隙度12.2%，平均砂岩厚度28.1m，平均有效厚度16.0m。
区块所在的扶余油层为河流—三角洲沉积，主要发育水下分流河道砂体，纵向上共发育18个小层，主要发育4个主力油层有即：FⅠ6、 FⅡ1、FⅡ3、FⅢ4，其中FⅠ6和FⅡ1层砂体局部发育，FⅡ3和FⅢ4层砂体大面积发育。砂岩平均钻遇率分别为77.2%、73.7%、87.7%、91.2%。
1.2存在问题
茂503加密井区自2003年进行加密注采系统调整以后，注采排距由212m缩小到70m，油井产量大幅度提高，采油速度由0.58%增加到1.54%，取得较好的开发效果。为了控制非东西向裂缝开启，防止非东西向油井水淹，2005年开始进行限压注水水试验。
但随着限压注水时间的延长，由于合理注水压力比较低，注水井开关频繁，年注水量减少，井区年注采比只有1.27，累积注采比由限压前的3.83下降到2.87，地层压力由8.61MPa下降到7.62MPa，油井产量水平较低，平均单井日产油由2.4t下降到1.1t，采油速度由1.58%下降到0.86%。分析发现，部分注水井合理注水压力不合理是导致注水量一直偏低的主要原因。
二、分层限压注水改善开发效果
以前进行全井限压注水的时候，只是通过注水指示曲线，并结合油井含水变化时对应水井的压力变化，确定裂缝的开启压力，做为限压注水井的合理压力。
由于扶余油层层间的非均质性比较严重，层间压力水平差异大，利用注水井指示曲线和油水井动态变化确定的合理压力，只是裂缝开启压力最低层的开启压力，当层间应力差异很大时，只有应力低的层吸水多，其它层吸水差，开发效果差；或着当注水层段发生变化时，仍用原来的压力就不能真正代表注水井的合理注水压力。所以必须找出注水井各层的合理注水压力，再跟据各层段注水情况确定全井的合理注水压力。
首先根据全井注水指示曲线及吸水剖面，并結合压裂施工曲线，确定应力最低层的合理压力，其它层如果全井注水指示曲线确定不了，然后再根据分层注水指示曲线结合压裂施工曲线确定其它各层的合理压力。
以茂9-15井组为例，根据全井注水指示曲线及油水井动态变化，确定合理注水压力为14.0MPa，再根据吸水剖面反映，该井主吸水层FII3层吸水达34.8%，确定14.0MPa为FII3层的合理注水压力。然后全井注水指示曲线上在没有第二个拐点，从指示曲线及动态反映不能够判断出其它层的合理压力，我们就根据各层的压裂施工曲线上的瞬时停泵压力确定其它层的合理注水压力。
应用以上方法，对茂503区块的20口井的75个层的合理注水压力进行了重新确定，通过确定后的各层合理压力可以看出，茂503区块层间非均质性差异很大，最大最小合理压力差3.7MPa。
经过1年的调整，区块平均注水压力由13.3MPa上升到14.2MPa，减少了关井时间，区块注水量明显增加，区块年注采比由1.27增加到2.08，地层压力逐渐恢复，由7.62MPa增加到8.28MPa，取得了较好调整效果。
三、开发效果及认识
2009年，通过层间注水结构调整和分层限压注水，茂503区块开发效果得到明显的改善。
3.1茂503区块取得较好的开发效果
通过对各层的合理注水压力进行分析，发现通过全井注水指示曲线测得的合理压力往往只是最低层的压力，导致其它层的动用不好，2009年对该区块个别低压层进行停注，提高注水井的合理注水压力，区块注水量增加，注采比由由1.27增加到2.08，油井开始受效，产量明显增加，平均单井日产油由1.1t增加到1.2t，区块采油速度由0.73%增加到0.96%，含水上升率由3.0下降到1.9，区块自然递减率由7.7%下降到-1.7%，取得较好的开发效果。
由于该区块注水井FII3层长时间停注，导致FII3层动用状况较差，2009年对部分井停注层FII3恢复注水，共调整5口井，周围8口油井日产液由17.5t增加到19.0t，日产油由13.7t增加到15.2t，综合含水21.7%略降到20%。其中FII3层相对产液量由23.3%增加到33.3%，动用状况得到明显改善。
3.2取得的几点认识
（1）对于层间差异较大的裂缝性油层，通过分层限压注水，能够更好地进行层间调整，既能控制非东西向裂缝的开启，又有利于油井受效。
（2）分层限压注水与层间注水结构调整相结合，实现不同层段有不同的合理注水压力，减少了注水井关井时间，提高了注水量，增加了油井受效程度。
（3）对局部裂缝发育水淹的层，与堵水相结合，更好的调整平面矛盾，避免长期停注，影响单层的采收率。