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摘 要：东风港油田沙四段算是典型的多薄层低渗储层，埋藏深，平均深度3100米，低孔、低渗、层多、层薄，油水砂体分布复杂。多层低渗复杂油藏开发挖潜的主要研究对象是高度分散而局部相对富集、不再大片连续分布的剩余油，目的是增加可采储量、提高水驱采收率，这就需要更深入、更精细的地质和油藏工程研究。为了充分动用中、低渗透油层，减少层间干扰，必須进行层系的细分；为了调节平面差异性的影响，采出呈高度分散状态的剩余油，必须进行注采井网的调整完善。
关键词：低渗复杂多层油藏；采收率；油藏开发；注采井网；调整完善
开采低渗复杂断块油藏时，为了获得最大的开发效益，需要设计最优的开发策略与方案。对于多层复杂断块油藏，划分和组合开发层系总的原则是一套开发层系内小层数不能太多，层间差异不能太大，并且开发层系具有一定的物质基础，达到一定的生产能力。在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。注采井距过大，砂体储量控制程度低，注采连通率低；注采井距过小，水淹早。因此，需要对井距进行优化设计。针对多层复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好，采用分套逐段上返开发方式效果较好。
1开发层系划分
建立一个理论模型，油藏分为10个小层，油藏的地质特征和流体物性参照我国东部某断块油藏的实际数据，渗透率从上到下逐渐变差，压力系数为1.1，属于正常压力系统。注采比为1.1，采油井采用定液生产，产液量20m3·d-1。设计井距250m，生产时间10a。设计4种开发方案：1#方案10个小层合采合注；2#方案分2套层系上返开采（每套5个小层，6—10小层生产4a，1—5小层生产6a）；3#方案分3套层系上返开采（7—10小层生产3.5a，4—6小层生产3a，1—3小层生产3.5a）；4#方案分5套层系上返开采（每套2个小层）。
从图1可以看出，采用3套层系开发的效果最好。一套开发层系内的小层数越多，则实际能动用层数所占比例就越少，并且考虑到分层注水的实际能力有限，在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。从经济效益上进行评价，当油价低于每桶80美元时，250m井距最优。因为井距较大时，井数少，钻井费用较低，成本较低，但采出程度低，纯收入较低；井距较小时，井数多，钻井费用较高，成本较高，但采出程度高，纯收入较高。经过计算可以得出，当油价为每桶30～80美元时，250m井距的净现值最大。因此，无论从开发效果上，还是从经济评价上考虑，250m井距都是最优的。
2井网部署
衡量井网部署是否合理，应当满足以下条件：1）依照复杂断块油藏特点，采用较密井距，最大限度地控制油层储量，提高油田采收率；2）在水驱开发条件下保证有较高的注水波及系数；3）能够满足国家或公司对采油速度和稳产的要求；4）可以达到较好的经济效益；5）井网具有较大的灵活性，便于后期不断调整。
2.1井距
多层复杂断块油藏的井距不能过大，也不能过小。井距过大，容易导致油水井之间不连通，影响注水效果；井距过小，不但增加成本，造成不必要的浪费，而且容易导致油井过早水淹，水驱采收率反而下降。因此，对于不同的多层复杂断块油藏，应寻找合理的井距，既
能达到最大采出程度，又能获得最高经济效益。要使井距达到经济上合理，必须做到：1）防止井网过密，造成不合理投资；2）避免井网过稀，致使最终采收率过低。
2.1.1理论模型
建立一个理论模型，油藏分为9个小层，参数同上，油藏数值模拟结果可以看出，250m
井距下，油藏的采出程度高，稳产期长，含水率上升较慢，开发效果最好。所以，从开发效果进行研究，该理论模型的最优井距为250m。
2.1.2实际油藏
对于实际的多层复杂断块油田，由于砂体之间的连通性较差，井距过大会导致开发效果较差。所以，实际油藏的最优井距要比理论模型小。以我国东部某断块油藏为例，200m井距时油藏的开发效果最好。所以，该断块油藏的最优井距为200m。
2.2井网形式
依据油藏类型、构造形态和油层分布特点确定井网形式。针对复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。这是因为：1）三角形井网井排是交错分布的，适合不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小断层和掌握透镜体砂体的分布；2）复杂断块油藏破碎，采用不规则点状面积注水，而三角形井网更容易形成比较完善的注采系统，提高注水波及系数。
利用理论模型进行油藏数值模拟，结果反七点法（三角形井网）的开发效果比五点法（正方形井网）好。
3开发方式
选取某断块油藏作为研究对象，设计了4种开发方式进行对比。方案1：整体加密，共打新井17口，其中油井11口，水井6口，设计井距为250m，采用合注合采方式生产。方案2：中部细分区+边部加密区，共打新井15口，其中油井11口，水井4口，细分区一部分井控制主力砂体，另一部分井控制非主力砂体，采用合注合采方式生产。方案3：在方案2基础上，采用逐段上返方式生产，分2段上返。方案4：在方案2基础上，采用逐段上返方式生产，分3段上返。
可以看出，方案4预测结果最优。因为此方案同时考虑了减少层间干扰和调节平面差异性的影响，并且新井主要是高效调整井。为了井网局部完善，在剩余油相对富集区增加油井，在注水能力不够的井区增加水井。
4结论
1）在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。
2）利用理论模型进行油藏数值模拟，最优井距为250m。实际油藏的最优井距要比理想模型小，本实例某断块油藏的最优井距为200m。
3）针对复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。
4）把开发层系划分得细一些，用一套较密的井网打穿各套层系，先开发下面的一套层系，然后逐层上返开采。这种方法适用于油层多、连通性差、埋藏较深、油质较好的复杂断块油藏。
参考文献：
[1]余守德.复杂断块砂岩油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998.
关键词：低渗复杂多层油藏；采收率；油藏开发；注采井网；调整完善
开采低渗复杂断块油藏时，为了获得最大的开发效益，需要设计最优的开发策略与方案。对于多层复杂断块油藏，划分和组合开发层系总的原则是一套开发层系内小层数不能太多，层间差异不能太大，并且开发层系具有一定的物质基础，达到一定的生产能力。在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。注采井距过大，砂体储量控制程度低，注采连通率低；注采井距过小，水淹早。因此，需要对井距进行优化设计。针对多层复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好，采用分套逐段上返开发方式效果较好。
1开发层系划分
建立一个理论模型，油藏分为10个小层，油藏的地质特征和流体物性参照我国东部某断块油藏的实际数据，渗透率从上到下逐渐变差，压力系数为1.1，属于正常压力系统。注采比为1.1，采油井采用定液生产，产液量20m3·d-1。设计井距250m，生产时间10a。设计4种开发方案：1#方案10个小层合采合注；2#方案分2套层系上返开采（每套5个小层，6—10小层生产4a，1—5小层生产6a）；3#方案分3套层系上返开采（7—10小层生产3.5a，4—6小层生产3a，1—3小层生产3.5a）；4#方案分5套层系上返开采（每套2个小层）。
从图1可以看出，采用3套层系开发的效果最好。一套开发层系内的小层数越多，则实际能动用层数所占比例就越少，并且考虑到分层注水的实际能力有限，在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。从经济效益上进行评价，当油价低于每桶80美元时，250m井距最优。因为井距较大时，井数少，钻井费用较低，成本较低，但采出程度低，纯收入较低；井距较小时，井数多，钻井费用较高，成本较高，但采出程度高，纯收入较高。经过计算可以得出，当油价为每桶30～80美元时，250m井距的净现值最大。因此，无论从开发效果上，还是从经济评价上考虑，250m井距都是最优的。
2井网部署
衡量井网部署是否合理，应当满足以下条件：1）依照复杂断块油藏特点，采用较密井距，最大限度地控制油层储量，提高油田采收率；2）在水驱开发条件下保证有较高的注水波及系数；3）能够满足国家或公司对采油速度和稳产的要求；4）可以达到较好的经济效益；5）井网具有较大的灵活性，便于后期不断调整。
2.1井距
多层复杂断块油藏的井距不能过大，也不能过小。井距过大，容易导致油水井之间不连通，影响注水效果；井距过小，不但增加成本，造成不必要的浪费，而且容易导致油井过早水淹，水驱采收率反而下降。因此，对于不同的多层复杂断块油藏，应寻找合理的井距，既
能达到最大采出程度，又能获得最高经济效益。要使井距达到经济上合理，必须做到：1）防止井网过密，造成不合理投资；2）避免井网过稀，致使最终采收率过低。
2.1.1理论模型
建立一个理论模型，油藏分为9个小层，参数同上，油藏数值模拟结果可以看出，250m
井距下，油藏的采出程度高，稳产期长，含水率上升较慢，开发效果最好。所以，从开发效果进行研究，该理论模型的最优井距为250m。
2.1.2实际油藏
对于实际的多层复杂断块油田，由于砂体之间的连通性较差，井距过大会导致开发效果较差。所以，实际油藏的最优井距要比理论模型小。以我国东部某断块油藏为例，200m井距时油藏的开发效果最好。所以，该断块油藏的最优井距为200m。
2.2井网形式
依据油藏类型、构造形态和油层分布特点确定井网形式。针对复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。这是因为：1）三角形井网井排是交错分布的，适合不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小断层和掌握透镜体砂体的分布；2）复杂断块油藏破碎，采用不规则点状面积注水，而三角形井网更容易形成比较完善的注采系统，提高注水波及系数。
利用理论模型进行油藏数值模拟，结果反七点法（三角形井网）的开发效果比五点法（正方形井网）好。
3开发方式
选取某断块油藏作为研究对象，设计了4种开发方式进行对比。方案1：整体加密，共打新井17口，其中油井11口，水井6口，设计井距为250m，采用合注合采方式生产。方案2：中部细分区+边部加密区，共打新井15口，其中油井11口，水井4口，细分区一部分井控制主力砂体，另一部分井控制非主力砂体，采用合注合采方式生产。方案3：在方案2基础上，采用逐段上返方式生产，分2段上返。方案4：在方案2基础上，采用逐段上返方式生产，分3段上返。
可以看出，方案4预测结果最优。因为此方案同时考虑了减少层间干扰和调节平面差异性的影响，并且新井主要是高效调整井。为了井网局部完善，在剩余油相对富集区增加油井，在注水能力不够的井区增加水井。
4结论
1）在细分调整时，一套开发层内主力小层数一般不超过3个，小层总数约为5～8层。
2）利用理论模型进行油藏数值模拟，最优井距为250m。实际油藏的最优井距要比理想模型小，本实例某断块油藏的最优井距为200m。
3）针对复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。
4）把开发层系划分得细一些，用一套较密的井网打穿各套层系，先开发下面的一套层系，然后逐层上返开采。这种方法适用于油层多、连通性差、埋藏较深、油质较好的复杂断块油藏。
参考文献：
[1]余守德.复杂断块砂岩油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998.