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[摘 要]河86断块主要沉积了沙一3和沙二9两套含油层系，经过近三十年的开发，断块初期井网设计的不合理性逐步显现出来，加之井况恶化导致井网二次不完善，从而造成该断块储量控制程度、采出程度低，严重制约了油藏潜力的发挥。为此，在精细地质研究及剩余油分布规律研究的基础上，利用复杂结构井技术，对该区块利用水平井技术进行井网重构，有效的提高了储量控制程度。
[关键词]水平井开发 井况恶化 井网重构 储量控制程度 河86断块
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0030-01
引言：
现河采油厂稀油老区以断块油藏为主，地质条件复杂、油藏类型多样、大小不一，其中复杂小断块存在含油层系少且薄，不利于采用直斜井开发的特点。在长期的开发过程中，我们探索出了一套以提高采收率为目的、利用水平井开发技术完善井网为手段，适合于复杂小断块油藏低速开发后期调整的开发技术。在河86断块应用取得了较好的效果。
1.油藏地质特征
河86断块位于郝家油田东部，北与河4断块连接，西南部为河135断块，东与现河庄油田的河104断块连接，西部是河87断块。含油面积9.4km2，石油地质储量307×104t，标定采收率18.2%，可采储量55×104t。
其主要地质与开发特点为：
1.1 构造相对简单
河86断块沙一3油藏为物性遮挡和断鼻相结合而形成的断鼻-岩性油藏，总体构造形态为由北东向西南倾没的单斜构造，局部存在“小沟”和“小脊”。油层平均埋深1840～2190米，倾角5°。沙二9为一向北东抬起，向西南倾没的单斜构造，地层倾角为50左右，区内无断层。
1.2 储层较复杂
河86地区沙一3砂体是在水动力条件偏弱的浅湖—半深湖环境下发育的一套生物碳酸盐岩沉积。主要发育了藻滩、钙质浅滩和滩缘三类微相。砂体的岩性为管状藻白云岩、含灰质细管状藻白云岩、藻灰岩、粒屑隐晶灰岩、粒屑白云岩和细砂岩等构成的以生物灰岩为主的巖性组合。砂岩以细、粉砂岩为主，胶结物以灰质为主，灰岩以泥质胶结为主。沙二9层系储层是由来自梁家楼的水体携带着大量的陆源碎屑入湖后，经滨浅湖缓坡带向前推进到河86-50地区的深湖～半深湖区域后撒开形成的水下浊积扇。砂体平均厚度为5m，自西向东逐渐增厚，由4m逐渐增加至8m，平均厚度7m。储层岩性主要是细砂岩、粉细砂岩。
1.3 油层存在非均质性
沙一3层系平均孔隙度19.78%，平均渗透率116.5×10-3？m2。其中藻滩微相带孔隙度21%，渗透率20～150×10-3？m2；钙粒浅滩微相带孔隙度16%，渗透率10～80×10-3？m2。沙二9层系的平均孔隙度21.7%，水平渗透率2.33-865×10-3？m2，水平渗透率平均值为64.5×10-3？m2，平均含油饱和度58%。泥质含量3-7%，碳酸盐含量9.05%。
1.4 原油物性好
地面原油密度0.8848-0.8933 g/cm3，地面粘度26.6-80.45 mPa.s，地下原油密度0.7820 -0.7824g/cm3，地下粘度2.0-2.76 mPa.s。气油比为35m3/t。
2.油藏开采特征
2.1 储层内部建筑结构认识不清
沙一3是滨浅湖相滩坝相沉积，具有滩坝的沉积特征，岩性以生物碎屑灰岩为主，主要有针孔状枝管藻灰岩、螺灰岩、鲕粒灰岩为主，储层内幕复杂，与砂岩油藏有很大的不同。在生产过程中进行储层对比，由于滩坝相储集体的平面变化较大，而且储集体的纵向叠加严重和和横向连续情况较差，储层细分对比难度很大，开发矛盾突出。
2.2 平面上水淹水窜严重，剩余油认识不清
由于沙一3沉积相带平面上变化大，就是在同一的沉积相带，纵向剖面上也极其复杂，层内非均质性强。目前油井平均含水76.5%，整体上油井表现为高水淹，但受储层认识不清的影响，注采井组见水淹方向、水淹状态分析难度大，因而剩余油认识难度大，难以开展井网调整 。
2.3 开发参数不合理
由于沙一3原井网下没有考虑相带变化、油水关系的影响，只是采用500*500米正方形反五点法注采井网造成注采井距大，注采对应率低，油井单向受效，且纵向水窜严重，油井表现为含水上升快，能量下降，开发过程中难以确定合理的开发参数，特别是井距、压力保持水平、合理采液速度等。
2.4 储量失控严重
由于石化总厂院内改造，于2007年4月对河86-50、河86-57两口水井以及河86-51、河86-56两口油井做永久封井处理。该四口井做永久封井处理后造成沙二9地质储量失控14×104，水驱储量失控35×104，影响可采储量8×104。
面对这样一个层系少且薄、储层内部建筑结构复杂的老断块，要完善其注采井网，提高储量控制程度，依靠常规的开采方法已很难奏效，只有在深入细致的地质研究的基础上，充分认识剩余油的分布规律，采取适合于复杂断块油藏低速开发后期调整的开发技术，才能进一步提高油藏的开发水平。
3.剩余油分布规律研究
为了提高断块的开发效果，提高油藏采收率，我们在精细地质研究的基础上，利用过路新井资料、开发生产资料及油藏数模方法，分析断块目前存在的问题及潜力，利用水平井开发技术，对河86断块进行井网重构，在矿场应用取得了较好的开发效果及经济效益，同时也进一步丰富了同类断块油藏的开发技术储备。
主要内容包括：
3.1、利用精细油藏描述技术，对油藏进行精细刻划
针对河86断块一是精细资料的综合分析应用；二是利用近年新钻过路井资料，地震资料、数值模拟技术对油藏精细刻划；三是重视地质技术人员素质的提高，加强新理论的学习应用。运用综合地震地质构造成图技术及测井二次解释精细落实油藏构造，建立精细静态模型。 3.2、应用剩余油研究技术，落实剩余油分布规律
在对河86断块油藏和储层评价基础上，应用工区钻、测、试和分析化验资料，在现有井网生产条件下，建立了全区块油藏数值模拟模型，运用油藏数值模拟技术，对区块及单井进行了历史拟合，对影响剩余油分布因素定性定量分析，总结出断块区沉积微相高部位、停产及报废井区剩余油富集，运用动态监测资料落实剩余油分布，划分剩余油分布有利区，为下一步调整挖潜提供理论指导。
3.3、应用数值模拟确定沙二9层系最优开发方案
河86沙二9层系主要发育有沙二91、沙二92、沙二93，且3个小层间隔较短，为了提高储量控制程度，取得较高的经济效益，我们设计了直斜井开发、直斜井和水平井联合开发，阶梯水平井开发三套方案，通过数值模拟手段，从开发现状、井网适应性、目前压力保持水平等方面进行研究，对三套方案的油藏开发参数进行对比优化，并最终确定采用阶梯水平井开发的方案。
4.油藏挖掘剩余油的方法与实践
4.1 优选有利区域，利用水平井技术挖潜，提高储量控制程度
在河86沙一3层系的南部油層单一且薄，由于初期注采井距大，加之井况恶化导致井网二次不完善，通过考虑本地区油层特点及水平井开发的优点，采用水平井开发以提高储量控制程度，考虑到沙二9层系小层间隔较短，如果只考虑单层水平井开发，造成储量控制程度较低，不利于进一步提高采收率，最终确定采用阶梯水平井开发，提高储量控制程度。
4.2 加强注采结构调整，改善水驱油效果
针对断块存在的问题，我们加强了注采结构调整力度，通过注采结构调整，可以改变油层中原来形成的固定的液流方向，把剩余油富集区的原油驱出或在微观上改变液流方向，以引起水相渗透率的变化来提高可动油饱和度，最终达到改善水驱油效果的目的。
① 利用新钻水井、油井转注等补充注水井点，增加驱油角度，改变水驱油方向。
②利用调配、增注等手段加强注水，恢复地层能量
5.开发效果
河86断块在精细地质研究的基础上，通过综合治理，扭转了低速开发后期产量大幅度下降的局面，取得了明显的开发效果。
5.1 日产油量上升，递减明显减缓
与调整前对比，断块日产油量由31t/d上升到54t/d，增加了23t/d，月自然递减由-5.16%下降到-46.77%。
5.2 水驱油效率变好，储量控制程度提高
含水由调整前75.8%下降到73.2%，采油速度明显提高，由0.28%提高到0.51%，储量控制程度由69.62%提高到83.5%，水驱控制程度由38.85%上升到48.7%。
[关键词]水平井开发 井况恶化 井网重构 储量控制程度 河86断块
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0030-01
引言：
现河采油厂稀油老区以断块油藏为主，地质条件复杂、油藏类型多样、大小不一，其中复杂小断块存在含油层系少且薄，不利于采用直斜井开发的特点。在长期的开发过程中，我们探索出了一套以提高采收率为目的、利用水平井开发技术完善井网为手段，适合于复杂小断块油藏低速开发后期调整的开发技术。在河86断块应用取得了较好的效果。
1.油藏地质特征
河86断块位于郝家油田东部，北与河4断块连接，西南部为河135断块，东与现河庄油田的河104断块连接，西部是河87断块。含油面积9.4km2，石油地质储量307×104t，标定采收率18.2%，可采储量55×104t。
其主要地质与开发特点为：
1.1 构造相对简单
河86断块沙一3油藏为物性遮挡和断鼻相结合而形成的断鼻-岩性油藏，总体构造形态为由北东向西南倾没的单斜构造，局部存在“小沟”和“小脊”。油层平均埋深1840～2190米，倾角5°。沙二9为一向北东抬起，向西南倾没的单斜构造，地层倾角为50左右，区内无断层。
1.2 储层较复杂
河86地区沙一3砂体是在水动力条件偏弱的浅湖—半深湖环境下发育的一套生物碳酸盐岩沉积。主要发育了藻滩、钙质浅滩和滩缘三类微相。砂体的岩性为管状藻白云岩、含灰质细管状藻白云岩、藻灰岩、粒屑隐晶灰岩、粒屑白云岩和细砂岩等构成的以生物灰岩为主的巖性组合。砂岩以细、粉砂岩为主，胶结物以灰质为主，灰岩以泥质胶结为主。沙二9层系储层是由来自梁家楼的水体携带着大量的陆源碎屑入湖后，经滨浅湖缓坡带向前推进到河86-50地区的深湖～半深湖区域后撒开形成的水下浊积扇。砂体平均厚度为5m，自西向东逐渐增厚，由4m逐渐增加至8m，平均厚度7m。储层岩性主要是细砂岩、粉细砂岩。
1.3 油层存在非均质性
沙一3层系平均孔隙度19.78%，平均渗透率116.5×10-3？m2。其中藻滩微相带孔隙度21%，渗透率20～150×10-3？m2；钙粒浅滩微相带孔隙度16%，渗透率10～80×10-3？m2。沙二9层系的平均孔隙度21.7%，水平渗透率2.33-865×10-3？m2，水平渗透率平均值为64.5×10-3？m2，平均含油饱和度58%。泥质含量3-7%，碳酸盐含量9.05%。
1.4 原油物性好
地面原油密度0.8848-0.8933 g/cm3，地面粘度26.6-80.45 mPa.s，地下原油密度0.7820 -0.7824g/cm3，地下粘度2.0-2.76 mPa.s。气油比为35m3/t。
2.油藏开采特征
2.1 储层内部建筑结构认识不清
沙一3是滨浅湖相滩坝相沉积，具有滩坝的沉积特征，岩性以生物碎屑灰岩为主，主要有针孔状枝管藻灰岩、螺灰岩、鲕粒灰岩为主，储层内幕复杂，与砂岩油藏有很大的不同。在生产过程中进行储层对比，由于滩坝相储集体的平面变化较大，而且储集体的纵向叠加严重和和横向连续情况较差，储层细分对比难度很大，开发矛盾突出。
2.2 平面上水淹水窜严重，剩余油认识不清
由于沙一3沉积相带平面上变化大，就是在同一的沉积相带，纵向剖面上也极其复杂，层内非均质性强。目前油井平均含水76.5%，整体上油井表现为高水淹，但受储层认识不清的影响，注采井组见水淹方向、水淹状态分析难度大，因而剩余油认识难度大，难以开展井网调整 。
2.3 开发参数不合理
由于沙一3原井网下没有考虑相带变化、油水关系的影响，只是采用500*500米正方形反五点法注采井网造成注采井距大，注采对应率低，油井单向受效，且纵向水窜严重，油井表现为含水上升快，能量下降，开发过程中难以确定合理的开发参数，特别是井距、压力保持水平、合理采液速度等。
2.4 储量失控严重
由于石化总厂院内改造，于2007年4月对河86-50、河86-57两口水井以及河86-51、河86-56两口油井做永久封井处理。该四口井做永久封井处理后造成沙二9地质储量失控14×104，水驱储量失控35×104，影响可采储量8×104。
面对这样一个层系少且薄、储层内部建筑结构复杂的老断块，要完善其注采井网，提高储量控制程度，依靠常规的开采方法已很难奏效，只有在深入细致的地质研究的基础上，充分认识剩余油的分布规律，采取适合于复杂断块油藏低速开发后期调整的开发技术，才能进一步提高油藏的开发水平。
3.剩余油分布规律研究
为了提高断块的开发效果，提高油藏采收率，我们在精细地质研究的基础上，利用过路新井资料、开发生产资料及油藏数模方法，分析断块目前存在的问题及潜力，利用水平井开发技术，对河86断块进行井网重构，在矿场应用取得了较好的开发效果及经济效益，同时也进一步丰富了同类断块油藏的开发技术储备。
主要内容包括：
3.1、利用精细油藏描述技术，对油藏进行精细刻划
针对河86断块一是精细资料的综合分析应用；二是利用近年新钻过路井资料，地震资料、数值模拟技术对油藏精细刻划；三是重视地质技术人员素质的提高，加强新理论的学习应用。运用综合地震地质构造成图技术及测井二次解释精细落实油藏构造，建立精细静态模型。 3.2、应用剩余油研究技术，落实剩余油分布规律
在对河86断块油藏和储层评价基础上，应用工区钻、测、试和分析化验资料，在现有井网生产条件下，建立了全区块油藏数值模拟模型，运用油藏数值模拟技术，对区块及单井进行了历史拟合，对影响剩余油分布因素定性定量分析，总结出断块区沉积微相高部位、停产及报废井区剩余油富集，运用动态监测资料落实剩余油分布，划分剩余油分布有利区，为下一步调整挖潜提供理论指导。
3.3、应用数值模拟确定沙二9层系最优开发方案
河86沙二9层系主要发育有沙二91、沙二92、沙二93，且3个小层间隔较短，为了提高储量控制程度，取得较高的经济效益，我们设计了直斜井开发、直斜井和水平井联合开发，阶梯水平井开发三套方案，通过数值模拟手段，从开发现状、井网适应性、目前压力保持水平等方面进行研究，对三套方案的油藏开发参数进行对比优化，并最终确定采用阶梯水平井开发的方案。
4.油藏挖掘剩余油的方法与实践
4.1 优选有利区域，利用水平井技术挖潜，提高储量控制程度
在河86沙一3层系的南部油層单一且薄，由于初期注采井距大，加之井况恶化导致井网二次不完善，通过考虑本地区油层特点及水平井开发的优点，采用水平井开发以提高储量控制程度，考虑到沙二9层系小层间隔较短，如果只考虑单层水平井开发，造成储量控制程度较低，不利于进一步提高采收率，最终确定采用阶梯水平井开发，提高储量控制程度。
4.2 加强注采结构调整，改善水驱油效果
针对断块存在的问题，我们加强了注采结构调整力度，通过注采结构调整，可以改变油层中原来形成的固定的液流方向，把剩余油富集区的原油驱出或在微观上改变液流方向，以引起水相渗透率的变化来提高可动油饱和度，最终达到改善水驱油效果的目的。
① 利用新钻水井、油井转注等补充注水井点，增加驱油角度，改变水驱油方向。
②利用调配、增注等手段加强注水，恢复地层能量
5.开发效果
河86断块在精细地质研究的基础上，通过综合治理，扭转了低速开发后期产量大幅度下降的局面，取得了明显的开发效果。
5.1 日产油量上升，递减明显减缓
与调整前对比，断块日产油量由31t/d上升到54t/d，增加了23t/d，月自然递减由-5.16%下降到-46.77%。
5.2 水驱油效率变好，储量控制程度提高
含水由调整前75.8%下降到73.2%，采油速度明显提高，由0.28%提高到0.51%，储量控制程度由69.62%提高到83.5%，水驱控制程度由38.85%上升到48.7%。