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【摘 要】结合春光油田油藏特征，具体介绍了该油田的开发现状与特点，指出需要进一步探索的问题，并给出今后研究方向、思路的建议。
【关键词】油田开发；现状与特点；认识和建议
【Pick to】 with spring oilfield reservoir characteristics， concretely introduces the development present situation and the characteristics of the field， points out that the need to further explore the problems， and presents the future research direction， train of thought.
【Key words】 oilfield development； Present situation and the characteristic； Understanding and advice
一、區域简况
春光油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市车排子镇春光农场东约13.7km。地势比较平坦，地面海拔290m左右，大部分地区土质松软，长有植被，地面主要为农田；属典型的内陆性气候，干燥少雨，夏季干燥炎热，冬季寒冷，年温差与日温差大；探区内石油勘探公路主干线基本形成，交通较为便利。区域构造上位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东部。车排子凸起为准噶尔盆地西部隆起的次级构造单元，其西面和北面邻近扎伊尔山，南面为四棵树凹陷，向东以红-车断裂带与昌吉凹陷相接。
在相邻地区，中国石油天然气股份有限公司已探明车排子、小拐和红山嘴等油田，其中车排子油田位于春光油田的东南方，相距26.0km，小拐油田位于春光油田的东北方，相距38.0km（图1-1）。
图1-1 春光油田位置图
排2井为春光油田发现井。排2井于2005年1月9日开钻，2005年2月19日完钻，完钻井深1515.30m，完钻层位石炭系。该井在新近系沙湾组测井解释油层3.9m/1层（井段1013.40-1017.30m）， 2005年3月9日至4月6日进行完井测试，射开井段1014.50-1017.30m，4mm油嘴放喷，油压2.3MPa，日产油49.6t。
继排2井之后，排8井（距排2井5.3km）在沙湾组钻遇油层4.7m/1层，2005年11月24日至12月11日进行完井测试，射开井段1177.20-1181.90m， 3mm油嘴放喷求产，油压2.0MPa，日产油40.7m3，从而发现了排8含油区块。
为了进一步扩大含油面积，2006年分别在排2、排8区块甩开部署了5口滚动井——排2-30、排2-40、排8-20、排8-30、排8-40井，均在新近系沙湾组钻遇油层，从而发现了：排8-20、排8-30、排8-40、排2-30、排2-40 等含油砂体。
2006年度上报排2区块新增探明含油面积：8.40km2，石油地质储量： 647.51×104t，其中排2-15砂体上报探明含油面积：0.52km2，石油地质储量： 21.66×104t。2007年度申报排2外围6个砂体（排8、排8-20、排8-30、排8-40、排2-30、排2-40）新增控制含油面积13.19km2。截止2010年8月底春光油田投入开发单元12个，上报探明储量单元10个，含油面积11.75km2，地质储量933.06×104t，可采储量437.98×104t 。储量主要分布在排2、排206-斜15、排2-30单元，储量分别占全油田的55.1%、12.%、9.1%。
至2009年底，春光油田沙湾组累计上报探明储量933.06万吨，建成产能47万吨（图1-2）。2010滚动扩边增储16.9万吨，未上报，新建产能3万吨。
图1-2 春光油田储量分布图
二、春光油田油藏特征
根据完钻井资料及地震资料解释，排2井区自上到下发育有第四系西域组（Q1x）、新近系独山子组（N2d）、塔西河组（N1t）、沙湾组（N1s）、白垩系（K）和石炭系（C）等地层，含油层段主要是新近系沙湾组，储层构造简单，为倾角2-3°的单斜构造，断层不发育，储层物性较好，为特高孔、特高渗，油藏埋藏浅（820-1230m），平均油藏埋藏中深1025m，含油井段短，油层系单一，压实差，砂岩疏松，单层油层厚度薄，平均单井钻遇油层厚度4.2m 。其油藏主要受砂体控制，油藏类型为构造背景下的岩性油藏。
据排2-1、2-2井储层物性资料统计：平均孔隙度35.3%，渗透率3729.4×10-3μm2，属特高孔、特高渗储层，碳酸盐含量5.1%。储层敏感性评价试验表明：储层为强水敏、极强酸敏、有速敏、有盐敏、中等偏强碱敏。根据地面原油性质分析结果：原油性质比较好，密度在0.7892～0.8009g/cm3，粘度1.39～1.79mPa.s，但是含蜡量较高（6.16～7.12%）。地层中部压力为10.21MPa，压力系数1.04，为正常压力系统；地层中部温度为45℃，温度梯度2.87℃/100m，为正常温度系统。沙湾组地层垂向上总体是一套向上变粗的反旋回沉积层序，或者韵律性不明显，岩性以含砾砂岩为主，是较典型的进积型辫状河三角洲沉积旋回。其上部发育一套厚度薄、面积分布广的含油砂体，为与三角洲砂体伴生的、以湖浪作为主的滩坝砂沉积。
据排2-1、2-2井59块样品储层物性资料统计：平均孔隙度35.3%，渗透率3729.4×10-3um2，属特高孔、特高渗储层，碳酸盐含量5.1%。砂体具有明显的正韵律沉积特征（图2-1）。
图2-1 春光油田韵律沉积特征
储层的粘土矿物含量见表2-1。 表2-1 沙湾组油藏粘土矿物组成和含量
粘土矿物 伊/蒙间层 伊利石 高岭石 绿泥石 伊/蒙间层比
含量，% 74.90 13.73 5.085 6.285 74.105
表2-2 原油物性表
井号 密度g/cm3 50℃粘度mPa.S 凝固点℃ 含蜡量% 蜡熔点℃ 胶质含量
% 含水
% 含砂
% 含盐
mg/L 含硫
%
P2 0.8115 1.66 +2 6.64 0 131.66
P206 0.8125 1.65 +4 7 0 143.5
P206 0.806 1.49 -2 5.29 0 137.52
P206-x15 0.8143 1.77 +2 8.08 0 123.86
P205-x15 0.7956 1.40 -2 6.5 0 80.08
P2-11 0.8257 2.35 +8 9.64 0 130.14
P2-15 0.8227 2.2 +6 9.22 0 192.25
P8-20 0.8402 3.06 +8 8.72 0 787.98
P8-30 0.8146 1.90 +4 8.21 0 76.73
P8-40 0.8328 2.70 +12 8.6 0 323.16
P2-30 0.8146 1.85 -2 7.3 0 103.29
P2-40 0.8031 1.45 -4 5.3 0 82.28
p8 0.8279 2.39 10 5.25 0 0.06
（2）地层水性质
总矿化度為75920-126651mg/L，水型为Cacl2型（表2-3）。
表2-3 排203井水性分析表
（3）地下流体高压物性
高压物性取样，并进行PVT分析（表2-4）。
表2-4 排2井区高压物性参数选值表
（4）温度压力系统
表2-5 排2井区地层压力温度系统
地层中部压力为8.32-11.84MPa ，压力系数为1.02；为正常压力系统。地层中部温度为39-54℃，温度梯度2.17-3.83 ℃/100m，为正常温度系统。
三、春光油田开发现状
受油藏自身特点和高析蜡点影响，目前主要采用直井+水平井的生产方式开采，所有井都进行了不同程度的防砂措施，截止2010年12月底，春光油田建成采油井72口（开井66口：其中自喷井31口，机械采油井35口），累计产油192.6×104t，核实年产油47×104t，采油速度5.04%，采出程度20.64%，综合含水18.98%，老井综合递减2.13%，自然递减4.92%。排2单元采油井28口，核实年产油22.5×104t，采油速度4.37%，采出程度21.79%，综合含水5.56%（见表3-1、图3-1）。
表3-1 2010年12月开发数据表
图3-1 春光油田储量分布图
四、春光油田开发特点
1、产能较高，自喷能力强
自2005年投入开发以来，春光油田油井主要是以自喷方式采油，止2010年12月，春光油田开井61口，自喷井31口，日产油1395.2t/d，单井日产油22.9吨，其中排二区块开井26口井，自喷19口，日产油645.2吨，平均单井产量34吨.
2、比采油指数高，原油流动能力大
春光油田目前有4口井进行过产能试井，比采油指数计算结果见表3-2，从表中可以看出本油田比采油指数非常高，排8井比采油指数最小，也达到17.28t/d/MPa/m，最高的是排2-10井，28.30t/d/MPa/m，平均22.3t/d/MPa/m，是河南油区双河油田、胜利油区东部孤岛、孤东等高渗透油田的比采油指数的5倍以上（表3-2），比采油指数非常高，反映了春光油田储层渗透率非常高，原油流动性非常好。
表4-1 春光油田比采油指数计算结果表
3、地层压力基本稳定，天然能量充足
弹性产量的大小取决于地层中流体和岩石综合的弹性能量情况。计算弹性产量的大小一般是作出油藏累积采液量与地层压降之间的关系曲线，通过做初始段曲线的切线，得到的斜率即弹性产率。
对各个砂体的累积产液量（相当于累积产油量）曲线从原点做曲线的切线，切线的斜率即弹性产率，其单位为×104t/Mpa，其物理意思是油藏压力下降1Mpa时依靠弹性能量采出的累积液量大小，其数值越大，说明地层的弹性能量越足。按照储量加权平均的方法计算排2单元总的弹性产率为31.1×104t/Mpa。此外从压降与累积产液量之间的关系还可以看出，曲线到后期明显的偏离切线，这证明油藏有大量的流体的补充，而且有的还有上翘的特征，说明地层压降减小，这更说明排2单元的天然水驱能量强烈。
衡量油藏天然能量大小的指标有两个，一个是油藏的弹性产率，前面已经计算出排2井区的弹性产率为31.1×104t/Mpa，按照油藏天然能量的衡量标准，属于天然能量充足的油藏。第二个是采用每采出1%地质储量的地层压力下降值作为评价标准。油藏天然能量衡量标准见表4-2。
P2东砂体、P2西砂体的压力变化曲线如图4-2～图4-3所示。从各砂体压力变化曲线上可以看出，开发初期压力下降较快，随着开发的进行压力下降趋于稳定。这是因为投产初期以弹性开发开采为主，油藏压力下降较快，随着开发的进行，边水开始大量侵入，油藏压力下降速度变慢逐渐趋于稳定，此时，采油量速度等于水侵速度。 排2井区各砂体采出1%地质储量的压降情况如表2-2所示。从表2-2中可以看出，每采出1%地质储量， P2西块、P2东块的压降分别为0.03、0.03、各砂体的压降值均小于0.1MPa，按照表2-1的衡量标准，判断排2井区属于天然能量比较充足的油藏。
图4-2 P2东砂体压力变化曲线
图4-3 P2西砂体压力变化曲线
表4-2 油藏天然能量衡量标准
油藏天然能量 弹性产率×104/Mpa 每采出1%地质储量地层压力下降值，Mpa
标准 充足 >30 <0.2
较充足 8～30 0.2～0.8
不充足 2.5～8 0.8～2
微弱 <2.5 >2
表4-3 排2井区各砂体采出1%地质储量的压降情况
砂体 各砂体累积指标
累积产油量×104t 地质储量×104t 采出程度% 地层压降Mpa 1%地质储量压降
P2西块 44.6 200.1 22.3 0.6 0.03
P2东块 62.6 313.8 19.9 0.6 0.03
2010年油井共测压38井次，平均地层压力9.87Mpa，压力保持水平97.5%，其中不含水区压力保持水平96.8%，水淹区压力保持水平98.5%。说明天然能量充足，压力基本保持稳定，见表4-2。
4、油井见水后上升速度快，产量递减快
主力单元排2区块2009年底含量水2.45%，至2010年底含量水上升到5.56%，上升了3.11个百分点。边水推进的井有3口，2009年12月与2010年11月对比含水由29%上升到50%，增加21%；占总含水的1.9%，液量由210.9t/d下降到188.6t/d，降22.3t/d；油量由150.3t/d下降到94.5t/d，降55.8t/d（表4-5、4-6）。
表4-5 排2单元历年含水情况
单元 综合含水（%） 含水上升率
2008.12 2009.12 2010.12 2008.12 2009.12 2010.12
P2 2.13 2.45 5.56 0.4 0.07 0.69
表4-6 排2单元边水推进引起含水上升井统计表
单元 序号 井号 2009年12月 2010年11月 对比
油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%） 油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%） 油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%）
排2 1 P2 9.4 6.9 23 5.2 9.9 66 -4.2 3 43
2 P2-3 6.8 6.8 21 2.6 10.3 80 -4.2 3.5 59
3 P2-12 11.4 1 24 7.7 5.2 41 -3.7 4.2 17
含水率的变化特征反映了地层中油水的运动规律和特征，通过分析区块和单井的含水率变化可以了解地层中的水淹状况和油水的运动规律。截至2010年12月，P2砂体综合含水为5.56%。见水井动态见表3-6，其中P2-2和P2-8已关井。
表4-7 见水井动态（2010年12月）
砂体 井名 液量，t/d 油量，t/d 含水，%
排2东 P2-2 已关井
p2-8 已关井
P2 15.1 8.1 46.2
P2-3 14.4 1 93.4
P2-5 19.4 10.2 47.2
排2-12 12.9 6.6 48.9
排2西 P206-14 10.8 4.5 57.9
由于目前区块整体含水较低，通过分析边部高含水井P2-2和P206-14的规律来了解油藏的油水运动规律。可以看出兩口井含水上升迅速，而且见水后产液量迅速下降，日产油量迅速减小。P2-2井从见水到含水90%用了不到一年的时间，而且见水后产液量迅速下降，从先前的20t/d左右下降到2t/d左右。从累产油曲线来看，P2-2井含水80%时的累积产量占到了总累积产量的90%左右，对于P206-14井含水80%时对应的累积产量也占到了总累积产量的85%。因此排2油藏单井主要的开采阶段是无水采油期。
这个特征与常规的油田生产动态有了较大的差异。按照水驱油的基本理论，在油水粘度接近的时，含水上升的比较慢，见水生产的时间比较长，而P2-2的特征却是相反的，见水后含水迅速上升。如果按照这个规律，进行生产，排2井区的生产井见水后即到了开发的末期，没有什么潜力，这样排2井区的开发难度就很大了。
5、水淹井措施治理后含水变化规律
春光油田具有高孔高渗的特点，储层胶结疏松，地层出砂严重。由表4-8可以看出，多数含水井化验有砂除P206-22井没有见水（新井投产），其余均为见水井，而没有见水油井化验一般化验无砂。说明油井见水后，进入井筒流密度增加，体携砂能力增强。
表4-8排2单元部分井含砂化验表
序号 井 号 日 期 含砂（%） 序号 井 号 日 期 含砂（%）
1 P2-12 2010.7.30 5.5 16 P2-15 2010.11.9 4.9
3 P2 2010.7.31 0.7 18 P2-5 2010.7.31 0.2
4 P206-22 2010.8.14 0.5 19 P2-3 2010.7.31 0.25
随着对春光资料的进一步消化、吸收，地质、工程技术人员组织讨论，结合生产动态和历史开发情况对春光油田单井逐一进行分析，确定了15口油井进行防砂。 春光油田目前主要有以下几种防砂方式：割缝（绕丝）筛管挤压充填；挂滤（割缝筛管、金属毡滤砂管）；化学防砂；复合防砂（化学防砂+滤砂管）。从现场运用情况看，充填防砂的采液强度大于挂滤防砂的采液强度。从同一单井实施不同防砂方式看，挤压充填防砂效果比挂滤防砂效果好。目前排2单元已措施防砂完井4口，见到较好效果。
表4-9排2单元同一单井不同防砂方式效果对比
4口防砂措施井统计防砂后含水由4.3%上升至68.5%，增加64.2%（表4-9）。
表3-9 2010年排2单元防砂治理井含水统计表
分类 序号 井号 防砂前 防砂后
油 水 含水 油 水 含水
砂埋滤砂管 1 排2-5 4.6 0.6 11.5 12.6 7.5 37.2
2 排206-12 8.6 0.0 0.0 11.9 9.7 45.0
水淹区挖潜 3 排2-2 关井 0.0 25.4 100
4 排2-8 关井 0.7 12.2 94.6
合计4口井 13.2 0.6 4.3 25.2 54.8 68.5
防砂后含水较高的原因有二：第一，防砂前因出砂日产液、日产油下降，防砂前的含水不能代表真实含水。第二，直井若距离边水较近，采用压裂充填防砂措施，由于压裂时方向无法控制，有勾通边水的可能。
五、结论与建议
由于开发时间短，只有六年多的历史，国内外也无借鉴开发经验，一些开发规律还未完全掌握，对于一些开发现象的认识还处于知其然而不知其所以然的状态；合理生产压差、最佳开发速度还有待探索；开发动态调整只能阶段进行而不能根据动态变化适时进行，要达到高效开发的一流水平还需要做很多工作。
从目前的开发情况看，主要存在的问题是各个砂体的天然能量认识不清，邊水推进状况不明确，生产井见水规律和产量变化差异比较大，合理的开发策略不明确；同时国内同类型的油藏非常少见，没有可以借鉴的成熟开发经验，给科学开发带来了较大的困难。
建议：⑴理调整采油速度，均衡底层压力，确保水线均匀推进。对排2油井按照离水体的距离分为三类分别对待进行控油稳压，减缓和平衡边水推进速度。为达到以上目的，对一线油井实施调整油嘴，对边部高含水井实施计关。⑵加强理低效井，恢复单井产能。针对因出砂、见水等原因造成的油井自喷采取对应措施，恢复恢复单井产能。⑶加强动态监测，准确把握油藏动态。⑷开展油藏数值模拟工作，研究了油藏动态特征，驱替方式，跟踪动态数值模拟，时时监控，适时调整。
参考文献：
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【关键词】油田开发；现状与特点；认识和建议
【Pick to】 with spring oilfield reservoir characteristics， concretely introduces the development present situation and the characteristics of the field， points out that the need to further explore the problems， and presents the future research direction， train of thought.
【Key words】 oilfield development； Present situation and the characteristic； Understanding and advice
一、區域简况
春光油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市车排子镇春光农场东约13.7km。地势比较平坦，地面海拔290m左右，大部分地区土质松软，长有植被，地面主要为农田；属典型的内陆性气候，干燥少雨，夏季干燥炎热，冬季寒冷，年温差与日温差大；探区内石油勘探公路主干线基本形成，交通较为便利。区域构造上位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东部。车排子凸起为准噶尔盆地西部隆起的次级构造单元，其西面和北面邻近扎伊尔山，南面为四棵树凹陷，向东以红-车断裂带与昌吉凹陷相接。
在相邻地区，中国石油天然气股份有限公司已探明车排子、小拐和红山嘴等油田，其中车排子油田位于春光油田的东南方，相距26.0km，小拐油田位于春光油田的东北方，相距38.0km（图1-1）。
图1-1 春光油田位置图
排2井为春光油田发现井。排2井于2005年1月9日开钻，2005年2月19日完钻，完钻井深1515.30m，完钻层位石炭系。该井在新近系沙湾组测井解释油层3.9m/1层（井段1013.40-1017.30m）， 2005年3月9日至4月6日进行完井测试，射开井段1014.50-1017.30m，4mm油嘴放喷，油压2.3MPa，日产油49.6t。
继排2井之后，排8井（距排2井5.3km）在沙湾组钻遇油层4.7m/1层，2005年11月24日至12月11日进行完井测试，射开井段1177.20-1181.90m， 3mm油嘴放喷求产，油压2.0MPa，日产油40.7m3，从而发现了排8含油区块。
为了进一步扩大含油面积，2006年分别在排2、排8区块甩开部署了5口滚动井——排2-30、排2-40、排8-20、排8-30、排8-40井，均在新近系沙湾组钻遇油层，从而发现了：排8-20、排8-30、排8-40、排2-30、排2-40 等含油砂体。
2006年度上报排2区块新增探明含油面积：8.40km2，石油地质储量： 647.51×104t，其中排2-15砂体上报探明含油面积：0.52km2，石油地质储量： 21.66×104t。2007年度申报排2外围6个砂体（排8、排8-20、排8-30、排8-40、排2-30、排2-40）新增控制含油面积13.19km2。截止2010年8月底春光油田投入开发单元12个，上报探明储量单元10个，含油面积11.75km2，地质储量933.06×104t，可采储量437.98×104t 。储量主要分布在排2、排206-斜15、排2-30单元，储量分别占全油田的55.1%、12.%、9.1%。
至2009年底，春光油田沙湾组累计上报探明储量933.06万吨，建成产能47万吨（图1-2）。2010滚动扩边增储16.9万吨，未上报，新建产能3万吨。
图1-2 春光油田储量分布图
二、春光油田油藏特征
根据完钻井资料及地震资料解释，排2井区自上到下发育有第四系西域组（Q1x）、新近系独山子组（N2d）、塔西河组（N1t）、沙湾组（N1s）、白垩系（K）和石炭系（C）等地层，含油层段主要是新近系沙湾组，储层构造简单，为倾角2-3°的单斜构造，断层不发育，储层物性较好，为特高孔、特高渗，油藏埋藏浅（820-1230m），平均油藏埋藏中深1025m，含油井段短，油层系单一，压实差，砂岩疏松，单层油层厚度薄，平均单井钻遇油层厚度4.2m 。其油藏主要受砂体控制，油藏类型为构造背景下的岩性油藏。
据排2-1、2-2井储层物性资料统计：平均孔隙度35.3%，渗透率3729.4×10-3μm2，属特高孔、特高渗储层，碳酸盐含量5.1%。储层敏感性评价试验表明：储层为强水敏、极强酸敏、有速敏、有盐敏、中等偏强碱敏。根据地面原油性质分析结果：原油性质比较好，密度在0.7892～0.8009g/cm3，粘度1.39～1.79mPa.s，但是含蜡量较高（6.16～7.12%）。地层中部压力为10.21MPa，压力系数1.04，为正常压力系统；地层中部温度为45℃，温度梯度2.87℃/100m，为正常温度系统。沙湾组地层垂向上总体是一套向上变粗的反旋回沉积层序，或者韵律性不明显，岩性以含砾砂岩为主，是较典型的进积型辫状河三角洲沉积旋回。其上部发育一套厚度薄、面积分布广的含油砂体，为与三角洲砂体伴生的、以湖浪作为主的滩坝砂沉积。
据排2-1、2-2井59块样品储层物性资料统计：平均孔隙度35.3%，渗透率3729.4×10-3um2，属特高孔、特高渗储层，碳酸盐含量5.1%。砂体具有明显的正韵律沉积特征（图2-1）。
图2-1 春光油田韵律沉积特征
储层的粘土矿物含量见表2-1。 表2-1 沙湾组油藏粘土矿物组成和含量
粘土矿物 伊/蒙间层 伊利石 高岭石 绿泥石 伊/蒙间层比
含量，% 74.90 13.73 5.085 6.285 74.105
表2-2 原油物性表
井号 密度g/cm3 50℃粘度mPa.S 凝固点℃ 含蜡量% 蜡熔点℃ 胶质含量
% 含水
% 含砂
% 含盐
mg/L 含硫
%
P2 0.8115 1.66 +2 6.64 0 131.66
P206 0.8125 1.65 +4 7 0 143.5
P206 0.806 1.49 -2 5.29 0 137.52
P206-x15 0.8143 1.77 +2 8.08 0 123.86
P205-x15 0.7956 1.40 -2 6.5 0 80.08
P2-11 0.8257 2.35 +8 9.64 0 130.14
P2-15 0.8227 2.2 +6 9.22 0 192.25
P8-20 0.8402 3.06 +8 8.72 0 787.98
P8-30 0.8146 1.90 +4 8.21 0 76.73
P8-40 0.8328 2.70 +12 8.6 0 323.16
P2-30 0.8146 1.85 -2 7.3 0 103.29
P2-40 0.8031 1.45 -4 5.3 0 82.28
p8 0.8279 2.39 10 5.25 0 0.06
（2）地层水性质
总矿化度為75920-126651mg/L，水型为Cacl2型（表2-3）。
表2-3 排203井水性分析表
（3）地下流体高压物性
高压物性取样，并进行PVT分析（表2-4）。
表2-4 排2井区高压物性参数选值表
（4）温度压力系统
表2-5 排2井区地层压力温度系统
地层中部压力为8.32-11.84MPa ，压力系数为1.02；为正常压力系统。地层中部温度为39-54℃，温度梯度2.17-3.83 ℃/100m，为正常温度系统。
三、春光油田开发现状
受油藏自身特点和高析蜡点影响，目前主要采用直井+水平井的生产方式开采，所有井都进行了不同程度的防砂措施，截止2010年12月底，春光油田建成采油井72口（开井66口：其中自喷井31口，机械采油井35口），累计产油192.6×104t，核实年产油47×104t，采油速度5.04%，采出程度20.64%，综合含水18.98%，老井综合递减2.13%，自然递减4.92%。排2单元采油井28口，核实年产油22.5×104t，采油速度4.37%，采出程度21.79%，综合含水5.56%（见表3-1、图3-1）。
表3-1 2010年12月开发数据表
图3-1 春光油田储量分布图
四、春光油田开发特点
1、产能较高，自喷能力强
自2005年投入开发以来，春光油田油井主要是以自喷方式采油，止2010年12月，春光油田开井61口，自喷井31口，日产油1395.2t/d，单井日产油22.9吨，其中排二区块开井26口井，自喷19口，日产油645.2吨，平均单井产量34吨.
2、比采油指数高，原油流动能力大
春光油田目前有4口井进行过产能试井，比采油指数计算结果见表3-2，从表中可以看出本油田比采油指数非常高，排8井比采油指数最小，也达到17.28t/d/MPa/m，最高的是排2-10井，28.30t/d/MPa/m，平均22.3t/d/MPa/m，是河南油区双河油田、胜利油区东部孤岛、孤东等高渗透油田的比采油指数的5倍以上（表3-2），比采油指数非常高，反映了春光油田储层渗透率非常高，原油流动性非常好。
表4-1 春光油田比采油指数计算结果表
3、地层压力基本稳定，天然能量充足
弹性产量的大小取决于地层中流体和岩石综合的弹性能量情况。计算弹性产量的大小一般是作出油藏累积采液量与地层压降之间的关系曲线，通过做初始段曲线的切线，得到的斜率即弹性产率。
对各个砂体的累积产液量（相当于累积产油量）曲线从原点做曲线的切线，切线的斜率即弹性产率，其单位为×104t/Mpa，其物理意思是油藏压力下降1Mpa时依靠弹性能量采出的累积液量大小，其数值越大，说明地层的弹性能量越足。按照储量加权平均的方法计算排2单元总的弹性产率为31.1×104t/Mpa。此外从压降与累积产液量之间的关系还可以看出，曲线到后期明显的偏离切线，这证明油藏有大量的流体的补充，而且有的还有上翘的特征，说明地层压降减小，这更说明排2单元的天然水驱能量强烈。
衡量油藏天然能量大小的指标有两个，一个是油藏的弹性产率，前面已经计算出排2井区的弹性产率为31.1×104t/Mpa，按照油藏天然能量的衡量标准，属于天然能量充足的油藏。第二个是采用每采出1%地质储量的地层压力下降值作为评价标准。油藏天然能量衡量标准见表4-2。
P2东砂体、P2西砂体的压力变化曲线如图4-2～图4-3所示。从各砂体压力变化曲线上可以看出，开发初期压力下降较快，随着开发的进行压力下降趋于稳定。这是因为投产初期以弹性开发开采为主，油藏压力下降较快，随着开发的进行，边水开始大量侵入，油藏压力下降速度变慢逐渐趋于稳定，此时，采油量速度等于水侵速度。 排2井区各砂体采出1%地质储量的压降情况如表2-2所示。从表2-2中可以看出，每采出1%地质储量， P2西块、P2东块的压降分别为0.03、0.03、各砂体的压降值均小于0.1MPa，按照表2-1的衡量标准，判断排2井区属于天然能量比较充足的油藏。
图4-2 P2东砂体压力变化曲线
图4-3 P2西砂体压力变化曲线
表4-2 油藏天然能量衡量标准
油藏天然能量 弹性产率×104/Mpa 每采出1%地质储量地层压力下降值，Mpa
标准 充足 >30 <0.2
较充足 8～30 0.2～0.8
不充足 2.5～8 0.8～2
微弱 <2.5 >2
表4-3 排2井区各砂体采出1%地质储量的压降情况
砂体 各砂体累积指标
累积产油量×104t 地质储量×104t 采出程度% 地层压降Mpa 1%地质储量压降
P2西块 44.6 200.1 22.3 0.6 0.03
P2东块 62.6 313.8 19.9 0.6 0.03
2010年油井共测压38井次，平均地层压力9.87Mpa，压力保持水平97.5%，其中不含水区压力保持水平96.8%，水淹区压力保持水平98.5%。说明天然能量充足，压力基本保持稳定，见表4-2。
4、油井见水后上升速度快，产量递减快
主力单元排2区块2009年底含量水2.45%，至2010年底含量水上升到5.56%，上升了3.11个百分点。边水推进的井有3口，2009年12月与2010年11月对比含水由29%上升到50%，增加21%；占总含水的1.9%，液量由210.9t/d下降到188.6t/d，降22.3t/d；油量由150.3t/d下降到94.5t/d，降55.8t/d（表4-5、4-6）。
表4-5 排2单元历年含水情况
单元 综合含水（%） 含水上升率
2008.12 2009.12 2010.12 2008.12 2009.12 2010.12
P2 2.13 2.45 5.56 0.4 0.07 0.69
表4-6 排2单元边水推进引起含水上升井统计表
单元 序号 井号 2009年12月 2010年11月 对比
油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%） 油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%） 油量（t/d） 水量（t/d） 含水（%）
排2 1 P2 9.4 6.9 23 5.2 9.9 66 -4.2 3 43
2 P2-3 6.8 6.8 21 2.6 10.3 80 -4.2 3.5 59
3 P2-12 11.4 1 24 7.7 5.2 41 -3.7 4.2 17
含水率的变化特征反映了地层中油水的运动规律和特征，通过分析区块和单井的含水率变化可以了解地层中的水淹状况和油水的运动规律。截至2010年12月，P2砂体综合含水为5.56%。见水井动态见表3-6，其中P2-2和P2-8已关井。
表4-7 见水井动态（2010年12月）
砂体 井名 液量，t/d 油量，t/d 含水，%
排2东 P2-2 已关井
p2-8 已关井
P2 15.1 8.1 46.2
P2-3 14.4 1 93.4
P2-5 19.4 10.2 47.2
排2-12 12.9 6.6 48.9
排2西 P206-14 10.8 4.5 57.9
由于目前区块整体含水较低，通过分析边部高含水井P2-2和P206-14的规律来了解油藏的油水运动规律。可以看出兩口井含水上升迅速，而且见水后产液量迅速下降，日产油量迅速减小。P2-2井从见水到含水90%用了不到一年的时间，而且见水后产液量迅速下降，从先前的20t/d左右下降到2t/d左右。从累产油曲线来看，P2-2井含水80%时的累积产量占到了总累积产量的90%左右，对于P206-14井含水80%时对应的累积产量也占到了总累积产量的85%。因此排2油藏单井主要的开采阶段是无水采油期。
这个特征与常规的油田生产动态有了较大的差异。按照水驱油的基本理论，在油水粘度接近的时，含水上升的比较慢，见水生产的时间比较长，而P2-2的特征却是相反的，见水后含水迅速上升。如果按照这个规律，进行生产，排2井区的生产井见水后即到了开发的末期，没有什么潜力，这样排2井区的开发难度就很大了。
5、水淹井措施治理后含水变化规律
春光油田具有高孔高渗的特点，储层胶结疏松，地层出砂严重。由表4-8可以看出，多数含水井化验有砂除P206-22井没有见水（新井投产），其余均为见水井，而没有见水油井化验一般化验无砂。说明油井见水后，进入井筒流密度增加，体携砂能力增强。
表4-8排2单元部分井含砂化验表
序号 井 号 日 期 含砂（%） 序号 井 号 日 期 含砂（%）
1 P2-12 2010.7.30 5.5 16 P2-15 2010.11.9 4.9
3 P2 2010.7.31 0.7 18 P2-5 2010.7.31 0.2
4 P206-22 2010.8.14 0.5 19 P2-3 2010.7.31 0.25
随着对春光资料的进一步消化、吸收，地质、工程技术人员组织讨论，结合生产动态和历史开发情况对春光油田单井逐一进行分析，确定了15口油井进行防砂。 春光油田目前主要有以下几种防砂方式：割缝（绕丝）筛管挤压充填；挂滤（割缝筛管、金属毡滤砂管）；化学防砂；复合防砂（化学防砂+滤砂管）。从现场运用情况看，充填防砂的采液强度大于挂滤防砂的采液强度。从同一单井实施不同防砂方式看，挤压充填防砂效果比挂滤防砂效果好。目前排2单元已措施防砂完井4口，见到较好效果。
表4-9排2单元同一单井不同防砂方式效果对比
4口防砂措施井统计防砂后含水由4.3%上升至68.5%，增加64.2%（表4-9）。
表3-9 2010年排2单元防砂治理井含水统计表
分类 序号 井号 防砂前 防砂后
油 水 含水 油 水 含水
砂埋滤砂管 1 排2-5 4.6 0.6 11.5 12.6 7.5 37.2
2 排206-12 8.6 0.0 0.0 11.9 9.7 45.0
水淹区挖潜 3 排2-2 关井 0.0 25.4 100
4 排2-8 关井 0.7 12.2 94.6
合计4口井 13.2 0.6 4.3 25.2 54.8 68.5
防砂后含水较高的原因有二：第一，防砂前因出砂日产液、日产油下降，防砂前的含水不能代表真实含水。第二，直井若距离边水较近，采用压裂充填防砂措施，由于压裂时方向无法控制，有勾通边水的可能。
五、结论与建议
由于开发时间短，只有六年多的历史，国内外也无借鉴开发经验，一些开发规律还未完全掌握，对于一些开发现象的认识还处于知其然而不知其所以然的状态；合理生产压差、最佳开发速度还有待探索；开发动态调整只能阶段进行而不能根据动态变化适时进行，要达到高效开发的一流水平还需要做很多工作。
从目前的开发情况看，主要存在的问题是各个砂体的天然能量认识不清，邊水推进状况不明确，生产井见水规律和产量变化差异比较大，合理的开发策略不明确；同时国内同类型的油藏非常少见，没有可以借鉴的成熟开发经验，给科学开发带来了较大的困难。
建议：⑴理调整采油速度，均衡底层压力，确保水线均匀推进。对排2油井按照离水体的距离分为三类分别对待进行控油稳压，减缓和平衡边水推进速度。为达到以上目的，对一线油井实施调整油嘴，对边部高含水井实施计关。⑵加强理低效井，恢复单井产能。针对因出砂、见水等原因造成的油井自喷采取对应措施，恢复恢复单井产能。⑶加强动态监测，准确把握油藏动态。⑷开展油藏数值模拟工作，研究了油藏动态特征，驱替方式，跟踪动态数值模拟，时时监控，适时调整。
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