3.1.3实际应用及效果
以王44区块为例，该断块位于孔东断裂王1井断层的下降盘，王官屯油田官东地区官104断块的西南部。
主要含油目的层为孔一段枣二、三油组油藏埋深2655-2755m，含油面积1.6Km2，地质储量180×104t。
地面粘度25.77mpa.s，凝固点37℃，地层压力20.85Mpa，压力系数0.777，孔隙度19.22%，渗透率228×10-3μm2。
王44断块2002年整体投产投注，经过半年的注水开发便出现含水快速上升，供液能力下降的矛盾，区块注水开发效果逐渐变差。
通过调整注采井网、层间治理等工作均未见到好转，日产油量由最高240t降至2005年3月的59t，区块综合含水69.2%。
该块压力系数为0.77，属低压油藏，过去的注采平衡建立在保持原始低压下的平衡，这种平衡不能满足油藏渗流的要求。
通过重新认识低压油藏的渗流规律后，采取了提高注水量、建立新的注采平衡、提升地层压力、增加驱动压力梯度，同时油井提液启动部分低渗透弱动用层的开发思路。
针对王44区块特殊渗流规律，2005年转变注水开发思路，探索从“低注水低压力低排液”的“三低”向“高注水高压力高排液”的“三高”的开发模式转变，分阶段实施了“先期提高注水量，提升油藏地层压力，优化举升工艺，提高排液量”。
从2005年3月份起区块注水量由390m3/d升至690m3/d，水井平均注水强度由2.29m3/m.d升至4.05m3/m.d，月度注采比由1.8提高到3.4，随着注水量的大幅度上调，地层压力逐渐恢复，油井供液状况明显改善，油井流压由5.6Mpa升至11.28Mpa，平均动液面由2140m上升到1572m。
2005年5月-8月逐步对7口油井实施泵升级提液，区块产液量由2005年3月份的190m3/d上升到8月份的425m3/d，产油量由59t/d上升到101t/d，日增油42t，采油速度由1.2%上升到2.2%，并呈持续上升的趋势。
区块产液量提高后，月注采比由2005年3月份的3.4逐步回落到2005年8月份的1.3，油藏在“三高”上建立了新的注采平衡。
区块综合含水逐渐稳定并呈小幅下降。
区块自然递减率持续下降，2005年10月与上年同期相比，由31.65％下降到13.90％。
“三高”的注采平衡解决了区块含水上升、能量下降的矛盾，注水开发效果显著改善。
3.2平稳注水调整油井
3.2.1基本思路和理论依据
基本思路是：
在油藏平稳注水和地层压力保持良好的前提下，以采油井生产方式的调整为核心，通过在采油端加深泵挂、增大生产压差的开发方式，启动相对低渗透性的弱动用储层，达到启动新层、降低含水、改善水驱开发效果的目的。
此种开发思路主要是针对中含水低渗油藏含水上升率大、层间差异的而造成的部分低渗透储层难以动用的开发矛盾，重点是通过油井的提高排液量、降低井底流压、放大生产压差，来启动部分低渗透的弱动用层，达到降低油藏综合含水、提高原油产量和增加采油速度的目的，重点在中含水开发阶段油藏低渗透油藏上实施。
常规注水开发的稠油油藏，其可采储量主要是在高含水期采出，中、低含水期时间很短，根据渗流力学裘比公式［2］：
Q=2πKh（p。
—Pw）/（μln（Re/Rw））
（1）
式中:
Q为油井产量，m3/d；K为渗透率，μm2；h为油层厚度，m；P。
为地层压力，MPa；Pw为井底压力，MPa；μ为原油粘度，mPa.s；R。
为供油半径，m；Rw为井筒半径，m。
由上可以看出，提高油井排液量有3种途径:
一是提高地层压力；二是提高地层流动系数；三是降低井底流压。
所谓放大压差就是采用第3种降低井底流压的办法来提高排液量。
油井提高排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的。
因此，在中高含水期油藏应尽量降低油井井底流压，使原先因油层压力较低、层间干扰大而出液能力差甚至不出液的小层开始出液，达到增加出油厚度，提高产量的目的。
许多油田的生产实践证明:
由于层间的非均质性，单井层间的压力差最大可以达到几个兆帕，对于低压层，只有井底压力降到一定程度才能有效工作。
由于降低了井底流压，增加了油层中的压力梯度，一些位于低渗透小层和区段中启动压力较高的原油克服毛管力的作用开始流动，同时可以削弱重力的不利影响，从而改善开发效果，提高油藏采收率［2］。
3.2.2实际应用及效果
以段六拨油田为例。
该油田位于黄骅坳陷孔店构造带与乌马营构造带之间，为一由断层夹持的东西向断块。
主要含油层位为下第三系沙河街组沙三段、孔店组孔一段枣0和枣Ⅱ、Ⅲ油组，油藏埋藏较深（2900m-3500m），含油面积6.5km2，地质储量1017×104t，可采储量278×104t，储层平均孔隙度为15.9%，渗透率31.3×10-3μm2，为中丰度低渗透油藏。
段六拨油田的相渗曲线有以下几个特点：
油水两相渗流带相对较窄，为33%；两相等渗点的含水饱和度为67%，亲水性较强；随含水饱和度升高，油相渗透率大幅度下降，水相渗透率却不上升。
根据相渗曲线反映的段六拨油田渗流特征和油藏开发规律，无因次产液指数曲线在低含水（小于20%）期下降很快，中、高含水（20%-60%）期呈较缓的上升趋势，进入特高含水期后上翘明显［3］。
因此，中、低含水期靠提高排液量来增加产量是困难的，因此，必须通过相应的技术手段控制含水上升幅度，保持含水稳定，从而确保段六拨油田进入中、低含水期在产液量变化不大的情况下，保证产量的基本稳定。
为此，在对该类型油藏渗流特征充分论证的前提下，采取了平稳注水、调整油井的开发方式，即在油藏平稳注水的前提下，通过油井提高排液量、降低油井井底压力、增大生产压差来实现新层动用，保证产量的稳升。
具体做法是采取泵升级、加深泵挂深度、提高生产压差。
段六拨低渗透油藏开发需要大压差，除了通过保持油层压力外，还将泵的下入深度由调整前的1600m加深到1830m，最深的下到2474m，使生产压差提高了4-5Mpa。
段36-54、段42-46、段41-46这三口井达到了很好的增有效果。
措施后日产油由33.5t升至52.7t，取得一定的增产效果。
如段42-46井于2004年12月进行泵升级（由44mm到57.15mm），实施后该井含水从38.5%降低到33.4%，日产油从12.41t上升到13.29t，流压由17.05Mpa降低到13.73Mpa，增加生产压差4Mpa。
同时在注水端增加注水速度（注水井段41-45日注从55-75-100m3），取得了一定效果。
3.3以水促油高效注水
3.3.1基本思路和理论依据
以水促油，高效注水重点是针对高含水后期及特高含水油藏采取的一种新兴的开发方式。
其基本思路是：
对于地层压力保持良好的高、特高含水油藏应用以提液为主、注水调整为附的开发原则，即在对注水井调剖层间治理、平面调配平衡平面及纵向压力场的基础上所进行的提液和“接近零流量法”稳产策略；对于地层压力保持状况较差、地层压降大接近饱和压力的高、特高含水油藏以改变注采强度、建立高效的注水开发方式为原则，即对此类型油藏建立不稳定注水、逐步降压、降液开采的基本思路［4］，在注入方式上采用高、低压周期性波动注水方法。
实施中随着含水率的增长，注入压力周期的峰、谷差值逐渐增大，直至过渡到周期性停注。
保持低周期时的压力，应考虑使地层压力低于饱和压力10%-25%，充分利用弹性和溶解气能量实施有效驱动［4］。
特高含水油藏不同的驱动压力梯度，水驱效果不同，高强度注水形成的高压力梯度，使注入水可以更多的进入低渗储层，提高了水洗油的能力，有利于改善低渗潜力层的水驱效果，提高采收率。
根据岩心室内试验［5］，不同注采压差采收率不同，不同压力梯度下的采收率可相差1.7倍。
压力梯度的提高有2个途径，一是加密井网减小井距，二是通过油水井工作制度的调整来实现，由于该类型油藏井网密度已经接近极限，基本上已经不具备进一步加密调整的基础，主要是通过放大油井的生产压差来实现驱替压差的提高（见图1）。
图1压力梯度与驱油效率和流量关系曲线
3.3.2实际应用及效果
3.2.2.1小集油田---地层压力保持良好的特高含水油藏提液和“接近零流量”开采
特高含水油藏提液：
小集油田主要含有目的层位是下第三系孔店组一段的枣二三四油组，沉积上具有多旋回的特点，形成为多层层状砂岩油藏，油层层数多（13-25）油层厚度大（平均有效厚度63.3m），渗透率变异系数0.75-0.88，目前进入双高阶段开发后期（含水90.61%，采出程度32.13%）。
小集油田高含水后期提液有利于层间动用程度的改善。
由于油藏纵向上具有多旋回、多韵律的特点，形成了主要产液层与弱动及未动用层交错分布，油井提液后进一步降低了井底流压，缓解了层间干扰现象，有利于中低渗透油层的动用。
小集油田近几年提液井提液前后含水基本保持稳定，产油量大幅度上升。
2003年小集油田可对比性强的9口提液井对比，生产能力由81t上升到168t，含水由91.2%下降到90.6%，增油倍数0.95（见表1）。
表1小集油田提液井效果对比表
井号
实施时间
措施前
措施后
对比
评价
泵径/泵深
液量
油量
含水
液面
泵径/泵深
液量
油量
含水
液面
小10-10
2003.06
电70/1734
37.4
7.55
79.8
1208
电150/2488
114
16.7
85.3
1717
9.15
有效
小12-15
2003.12
电100/2106
146
9.99
93.1
1294
电200/2375
196
17.6
91
1453
7.6
有效
小14-22
2003.06
电150/1771
138
15.6
88.7
1357
电250/2211
285
28
90.2
1571
12.4
有效
小10-5-3
2003.06
电150/1765
140
9.7
93.1
1215
电250/2217
221
19.5
91.1
1816
9.8
有效
小12-6-2K
2003.11
电70/2503
83.2
6.46
92.2
1138
电150/2494
144
13
90.9
1133
6.57
有效
小7-1-2
2003.11
电100/2037
57.9
5.73
90.1
1426
电150/2392
122
11.7
90.4
1471
5.97
有效
小7-2-3
2003.06
电100/1992
139
10.4
92.5
1334
电250/2213
276
24.3
91.2
1801
13.8
有效
小9-2-3
2003.06
电100/2205
74.1
5.81
92.2
1400
电150/2515
153
10.5
93.2
1656
4.7
有效
小9-2-4
2003.06
电100/1821
100
10
90
1319
电200/2313
273
26.7
90.2
1803
16.7
有效
特高含水油藏“接近零流量”：
就是让强淹层保存很小的生产压差，人为降低强淹层出液量。
一般采取关井后让强淹层“续流”后再回收、油井换小泵、强淹层限流开采、间歇生产等手段。
“接近零流量”稳油控水机理具有以下几个方面：
降低层内干扰、减少强淹段对弱淹段剩余油出液的“屏蔽”效应；有效发挥毛细管力作用，使剩余油在水压和毛细管力的双重作用下达到井底；有效发挥重力分异作用，当渗流速度降到“接近零流量法”时，重力分异作用明显，剩余处于能量较高的不稳定状态，优先渗流到达采油井底；剩余油“后期运移”并在井筒内“再次成藏”［6］。
从小集油田所实施的10口井生产情况分析：
接近零流量后采取电转抽后初期获得了较好效果，产量虽然少量上升，但含水呈现出大幅度下降；而接近零流量后生产方式不变或增大排量和生产压差，则效果均较差，含水变化幅度基本未发生变化。
总之，由于统计井数较少，还不具有普遍性，还需要研究与认识的进一步提高和扩展（见表2）。
表2小集油田“接近零流量法”开采效果分析表
井号
恢复方式
停产时间范围
停前正常情况
恢复后情况
日增油
含水
变化
液量
油量
含水
液量
油量
含水
小12-19
转变生产方式（电转抽）
1998.12-2001.5
38.2
9.2
76.0
9.7
7.0
27.9
-2.18
-48.1
小15-9-3
1997.7-2002.7
52.3
2.1
96.1
8.3
3.7
55.9
1.59
-40.2
小H1
1998.10-2005.1
9.2
4.4
52.6
9.7
6.45
33.7
2.05
-18.9
3口
99.7
15.6
84.4
27.7
17.1
38.3
1.46
-46.1
小10-4-3
转变生产方式（抽转电）
2000.1-2002.8
32.2
2.1
93.6
145.0
7.5
94.8
5.4
1.2
小13-8-2
2002.9-2003.7
39.8
2.4
94.1
138.0
7.7
94.5
5.3
0.4
小13-18
2002.1-2004.1
26.9
0.36
98.7
178
5
97.2
4.6
-1.5
3口
98.9
4.8
95.1
461.0
20.1
95.6
15.3
0.5
小14-6-2
生产方式不变（均为电泵）
2000.11-2005.4
22.2
0.4
98.0
37.8
1.5
96.1
1.1
-1.9
小13-15
1999.11-2005.5
22.3
2.6
88.2
68.5
2.7
96.1
0.1
7.9
小14-8-3
2000.9-2005.4
62.2
2.75
95.6
159.7
5.1
96.8
2.4
1.2
小14-8-2
1998.12-2003.12
30.5
2.0
93.3
66.1
6.2
90.6
4.2
-2.7
4口
137.2
7.9
94.2
332.1
15.5
95.3
7.7
1.1
3.2.2.2地层压力保持较差的特高含水油藏（官80）降压开采-----临界气饱和度降压开采
基本原理：
在水淹油层中，当地层压力下降到饱和压力附近时，气体将会从溶液中释放出来，最初总是形成孤立的气泡，它们能增长发育，但不能移动，当各孤立气泡增大到能与其它气泡相连结时，这种气体才能开始流动。
即要使气体能够充分流动，必须达到临界气饱和度值，这是有足够的相邻气泡相连结使气体流动的必要条件［7］。
现场依据：
英国Brent油田依此降压方式开采，通过降低油藏压力到1000Psi，将产出剩余溶解气的大部分并增产1.5Tscf。
此外，由于延长了油田开发期，与连续进行水驱相比：
油和凝析油量将增产30MMstb。
现场实例：
官80断块
该区块含油目的层为下第三系孔一段的枣Ⅱ、Ⅲ油组，油层埋深1728.6-2026m，平均一类有效厚度37.3m，原始地层压力18.21Mpa，饱和压力8.73Mpa。
该断块于1984年9月投入开发至今经历了17年，已进入高含水后期开发阶段（含水93.5%，采出程度33.0%）。
检查井测井资料表明：
纵向上水淹程度高，剩余油高度分散。
如官检1井电测油层75.3m/17层，水淹层为62.2m/16层，水淹厚度占总厚度的82.6%；2000年11月开始实施降压开采（降低至饱和压力以下，达
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