华庆油田超低渗油藏是典型的“三低”油藏，对其规模开发，必须抓实做好注水工作，提高储层能量和水驱动用程度。为此，采油十厂大力实施以提高注水有效率为主要内容的精细注水工程，历经“笼统注水-规模化分注-层内精细分注”三个阶段，总结形成“5+5”精细分注工作方式，大幅改善了油藏开发效果，为华庆超低渗透油藏长期稳产提供了保障。
一、形成背景
（一）探索求变是超低渗油藏开发客观要求
华庆油田储层呈“厚层、块状、超低渗”的特征，受沉积环境影响储层平面及层内非均质性强，各小层级差较大，层间矛盾、层内矛盾十分突出，单向突进和舌进现象十分明显，开发初期笼统注水效果差。如何有效改善油藏开发效果，寻找一项针对性开发方针战略势在必行。
（二）规模化分注是改善开发效果的有效途径
针对华庆油田超低渗油藏注水见效比例低，水驱动用程度低，稳产基础薄弱等突出矛盾，为改善开发效果，2010年把分层注水作为油田稳产的核心工作，以深化油藏研究为核心，以分注工艺创新为手段，规模化分注，油藏开发效果明显改善。
（三）精细分注是提升开发质量的有力手段
在规模化分注基础上，持续深入油藏地质研究，探索试验各项配套工艺，在原有分层注水基础上，进一步细化小层，提出精细分层注水战略。从精细单元划分、见水规律研究、见水类型识别、注采调整等方面入手，突出平面、剖面治理，有效解决层间矛盾，进一步完善驱替系统，实现油藏精细管理，开发效果持续向好。
二、基本内涵
“5+5”精细分注的基本内涵是：以提升水驱动用程度，改善油藏开发效果为目的，严格遵守“注好水、注够水、精细注水、有效注水”四条基本原则，通过“精细单元划分，抓实建模刻画；精细注采监管，抓实剖面治理；精细井筒配套，抓实工艺创新；精细测调监管，抓实分注质量；精细节点管控，抓实水平提升”的“五精细五抓实”，不断夯实注水基础，实现有效精细注水。
三、主要做法
（一）精细单元划分，抓实建模刻画
1、精细地质研究。通过精细三维地质建模，建立开发区井组连通图，定量刻画主力贡献层段在空间的展布规律，多层次多角度对比分析，为精细分层注水提供科学依据。
2、精细小层划分。在主力层长63划分为3个层段的基础上，进一步突出油藏精细分层，细分为9个小层，建立更好的水驱关系评价平台。
3、精细单元研究。精细流动单元，对砂体有效厚度、孔隙度、渗透率、FZI、含油饱和度等参数对比分类，充分考虑储层特征及渗流参数，按照Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油藏细分小层流动单元；精细注采单元，根据流动单元划分结果，考虑压力、含水、见效程度等动态指标划分水驱开采阶段，并划分“裂缝型、孔隙—裂缝型、孔隙型”三种渗流类型，细化注采单元（由10个上升为63个）。
4、精细分注标准。结合地质分层标准，制定多层、叠合层分注标准，实施三层或三层以上层间分注；制定单层分注标准，实施两层或三层层内分注。
（二）精细注采监管，抓实剖面治理
1、精细分注升级。细化层内精细注水剖面治理标准，结合测试资料，通过补孔增注、增加分注段数、选择性增注、深部调驱等方式开展分注升级，提升水驱动用程度。
2、精细小层配注。以平面分注采单元、剖面分流动单元为基础，坚持“Ⅰ类控制、Ⅱ类温和、Ⅲ类加强”，细化注采调整。
3、精细剖面调整。针对储层纵向物性差异，根据测井、吸水剖面测试结果等测试资料分析，在新井投注时优化注采方案，采用不同的投注措施，减少分注井层内矛盾；根据吸水剖面测试结果，对老井不吸水层段开展措施增注，实施158井次，措施后平均水驱动用程度提高20.1%。
4、精细调堵结合。以治理连片水淹区、水平井区为重点，实施深部调驱85口，油井见效110口，单井吸水厚度增加6.7m，累计增油2.0x104t，累计降水8.2x104m3，注水井尖峰状吸水得到有效控制，波及面积扩大，区块自然递减由5.5%下降到3.8%，调剖区域自然递减由2.3%下降到2.1%。
（三）精细井筒配套，抓实工艺创新
1、自主创新，攻克技术难题。针对小套管井受井筒及工具限制、难以分注的问题，通过工具改进，形成小套管分注技术，共实施45口井，满足了小套井分注需求；针对层内分注卡距≤5m，难以准确座封的问题，开展机械定位和磁定位技术研究，形成小卡距分注技术，实现最小卡距2.0m，共实施431口井，满足了小卡距分注需求；针对多层分注时负荷重、后期作业难度大的问题，通过优化改进封隔器等工具，改变解封方式，有效降低了起钻负荷，形成多层分注技术。
2、与时俱进，优化工艺流程。针对常规测调效率、成功率低的问题，推广应用桥式偏心、桥式同心配水器、试验数字式配水器，实现智能测调，提升了测调效率及质量。目前应用桥式偏心463口、桥式同心424口、数字式15口，智能测调合格率达97.2%。
（四）精细测调监管，抓实分注质量
1、明确职责，规范流程。为进一步加强动态监测工作，提高测调质量、降低作业风险，明确各层级工作职责，即地质研究所负责计划制定、方案编制、合同签订、费用结算、资料验收及归档工作；生产保障大队负责组织协调、施工质量安全监督检查等工作；采油作业区负责开工前验收、完工交接确认等工作。并形成各级管理单元连动机制，规范作业流程。
2、加强监管，提升质量。坚持“依托市场、以我为主”的原则，先后配套4台测试试井车，组建专业测试队伍，及时掌握测调先进工艺技术进展。成立监督组，对市场化队伍实行全覆盖监督，确保测试质量与作业安全。严把资料验收关，实行月度验收、季度归档，提高资料验收质量与应用率。
3、探索周期，合理优化。以合理分层测调周期试验为指导，计算分区块合理测调周期，科学指导资源优化调整，突出白153、元284等重点区块测调力度，保障测调精度及效率，提高了测调合格率。
4、强化协调，提升效率。加强层级协调，为测试队伍与采油作业区搭建平台，及时沟通施工情况，提高队伍现场解决问题的能力，持续提升一次测调成功率。
（五）精细节点管控，抓实水平提升
1、精细水源管控。通过“基础配套、检修管理、运行控制”三项工作，水源井产水量满足生产需求，水源井检修频次由0.65井次/口·年下降到0.32井次/口·年，年减少用电13万千瓦·时。
2、精细系统管控。重点做好“高压、腐蚀、隐患、能耗”四项治理工作，确保注水系统安全、平稳运行，削减系统欠注井16口，日增注水量360m3，减少回流量1760m3/d。
3、精细水质管控。通过构建采出水水质“三级管理体系”、狠抓“四个环节管理”、抓实“五个节点管控”，形成采出水“345”水质管理法，采出水水质合格率由65.3%上升到65.5%，年节约水量32万方，年节约成本3500万元。
4、精细计量管控。开展计量“二分”治理工作，即“分口径”流量计标定和“分类型”压力表校验，实现计量计压仪器完好率100%，精准率≥98.5%。
5、精细井筒管控。重点开展“活动车洗井、带压检串、油管更换、工具推广”四项工作，2016年减少放水量5.6×104m3，管柱服役年限由3.8年下降为3.6年，桥式同心分注井占比由22.6%上升到43.4%，测调合格率由95.3%上升到97.2%，井筒环境得到改善。
四、实施效果
（一）开发指标持续向好。通过规模化分注、精细分层注水，对比实施前，分注率由18.4%上升到72.5%（位居油田公司第一），配注合格率由96.1%上升到98.1%，分注合格率由56.5%上升到65.3%，清水水质合格率由92.8%上升到95.8%，采出水水质合格率由59.4%上升到75.0%，水驱动用程度由64.5%上升到71.5%，压力保持水平由89.1%上升到93.0%，各项开发指标大幅提升并持续向好，稳产基础持续夯实。
（二）原油产量稳中有升。通过精细分层注水，原油产量以每年近10万吨稳步攀升，年产量由2009年的40.3万吨提升到2016年的133.1万吨，实现稳产开发，确保了稳健发展。
（三）管理能力稳步提升。随着“5+5”精细分注工作方式的完善，采油十厂注水工作取得基础管理水平显著提升、注水实施效果显著提升、安全防护能力显著提升、采出水水质稳步提升、精细注水保障能力提升等“五项成果”，初步完成该厂注水工作“三部走”的第一步（2016年为注水基础夯实年），在以后的工作中，以2017年精细注水推进年，2018年注水水平提升年为契机，用三年时间下大气力、下大功夫解决注水管理的显性、隐性问题，推进采油十厂精细注水管理水平再上新台阶。