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摘 要：王541沙三油藏地质开发一体化的低渗油藏的开发模式，取得良好开发效果，为同类油藏提供了科学方法和技术保障。
关键词：高压稀油中渗岩性油藏；精细描述；优化井网；分层注水；采收率
引言 王541沙三油藏在开发过程中形成的“以油藏评价为前提，精细描述为基础，开发方案为中心，注水为手段，配套应用现有工艺技术提高油藏开发水平”的低渗油藏的开发模式，取得显著效果。六年来采油速度保持在1.0％以上，自然递减控制在10%以内，地层压力水
平保持在合理地层压力的80％以上，达到并超出方案设计指标。
一、精细两项研究，优化部署井网
1、精细地质研究，深化储层认识
根据低渗油藏地质特点，建立完善了一整套适合低渗油藏精细描述技术流程，以地质为主体，综合地质、钻井取芯、地震测井、测试等资料，以沉积学、构造地质学、开发地质学、测井地质学、储层地震学油藏工程学等理论为指导，对区块进行了一体化研究，重点对储层进行了认识和评价，为下步优化井网部署奠定了基础。
2、精细油藏工程研究，优化井网部署
(1)油藏数值模拟，合理部署井网
①油藏数值模拟
根据本区砂体分布实际情况，参考相邻同类油藏的井网部署方式，选择两种井网进行油藏数值模拟。方案一：井网方式为四点法面积注水井网，设计油水井18口，其中油井12口，水井6口，注采井数比为1：2。方案二：井网方式為中部注水的五点法面积注水井网，共设计油水井数18口，其中油井12口，水井6口，注采井数比为1：2。
对比两方案十年开发指标，方案二略优于方案一。
②注采对应率及注水多向受效性研究
方案一注采对应率为92.4%，油井多向受效率89.6%；方案二注采对应率为85.8%，多向受效率为72.8%。方案一优于方案二。
③水驱储量控制程度评价
方案一水驱控制程度达89.5%；方案二为87.8%。方案一优于方案二。
④井网调整灵活性评价
方案二后期井网调整余地小，而方案一则考虑了地应力的变化，井网灵活。
(2)油藏工程研究，优化注采井距
综合测算，经济极限井距为210-230m，经济最佳井距为230-314m，技术极限井距为170-250m，因此取注采井距为200-250m。
综上所述，采用方案一四点法面积井网，注采井距为200-250m。设计油水井总数20口，油井13口，水井7口。
二、精细注水，提高注水开发效果
1、优化注水时机，恢复地层能量
为保持油藏压力水平，实施早注水。针对沙三储层非均质性严重以及井间采出状况差异，优化转注顺序。优先安排位于高渗透条带、累积产出多、地层亏空大的井。如2002年4月优先转注王542-3井，2个月后，对应油井王542-2产量由18.7t/d上升至26.9t/d。到2002年9月，原方案设计的7口油井已全部转注，区块地层能量明显恢复。
2、完善注采井网，提高多向水驱
随着2002年区块扩边方案的实施，局部区域井网不完善。王542-34井区依靠弹性能量开采，平均单井日液由初期25.6t/d降至13.2t/d,动液面下降784米。考虑主体井网部署，于2002年11月转注王542-34井，增加水驱储量25万吨。
至目前，王541沙三油藏共转注水井8口，日注水量283m3，注采比1.27，油藏注采对应率89.2%，其中两向以上注采对应率71.6%。统计共有12口油井见到效果，占总油井数的67.7%，累增油23756t。
3、精细注采管理，协调注采关系
王541沙三油藏共有注采井组7个，根据区域不同，开发状况不同，制定不同注采比。位于核部区域的井组，储层物性好，油井见效后易发生水窜。根据油藏工程测算，核部区域，注采比控制在0.8左右；而边部物性较差区域，为保障地层能量，注采比易放大在1.2-1.4之间。同时，我们加强动态跟踪分析，及时发现注水过程中暴露出的矛盾进行注采调配，最大限度地减缓平面矛盾，抑制含水上升速度。
4、优化分层注水技术，提高层间水驱动用潜力
受储层厚度和物性变化影响，纵向上层间吸水差异大，水驱不均衡。水井王542-3沙三中A层相对吸水量为78％，对应油井于2003年10月27日突然水淹，含水由45％突升到97％，液量上升到78t/d。为此水井下分层，单注沙三中B。15日后油井王542-2井含水迅速下降到54％。此后含水持续下降至41％，日油稳定在26t/d。止目前，实现分层注水4口，增加水驱控制储量18.7万吨。
上述开发动态调整工作的实施，在很大程度上缓解了开发过程中不断出现的平面、层间注采矛盾，有效地控制了含水上升速度和自然递减，确保产量稳定。
三、加强工艺配套，提高油井产能
长期以来，针对该类油藏能量差、压力传导慢、水质要求高、井深、供液能力差等问题，重点发展了水力压裂、水质精细过滤、高压注水、小泵深抽等配套技术系列，逐步形成适应于低渗透油藏开发工艺技术系列。
1、精细过滤，改善水质
为确保王541低渗油藏注上水、注好水，我们针对注水水质特点、区块地质要求，选择成熟、先进、可靠的精细处理新技术、新设备，确保水质达标。
2、水力压裂技术
根据地质方案论证，借鉴同类油藏开发经验，对区块渗透性较好的油井，采用宽短缝高砂比的设计思路，缝长规模为井距的1/4左右。对于物性较差、油层厚度较薄的油井，适当增加缝长，缝长规模为井距的1/3以上，以增大泄油面积，提高压裂效果。统计压裂措施8井次，平均单井增能8.9t/d。
3、酸化解堵技术
针对不同伤害机理，发展了强氧化剂解堵、低伤害酸解堵技术和降压增注效果较好的强氧化剂（CLO2）解堵技术，取得了一定的效果。统计生产井措施3井次，平均增能5.3t/d；注水井5井次，单井日注能力增加15m3/d，注入压力下降6.1MPa。
4、实施开发测井工作，挖掘剩余油潜力
受储层物性影响，平面水驱不均衡，部分油井受效快，出现水淹水窜。如油井王542-32卡封后，初增油能力5.5t/d，累增油1785t。
通过以上工作的实施，断块月注采比保持在1.0左右运行，达到方案要求。
四、油藏水驱效果评价
1、单元年产油能力连续三年达到并超过方案设计指标
02年-04年产油能力一直保持在7.5 x104t以上，远远超出方案设计指标，最高时达到11.6×104t，采油速度始终在1.02%以上运行。
2、油藏递减控制在较低范围内
区块注水开发以来，油藏递减一直小于9%运行，07年自然递减仅6.3%。
3、水驱储量控制程度高
油田水驱控制储量高达89.2%。
4、采收率较国内同类油藏高
利用经验公式计算采收率为27%，高出国内同类油藏高出4个百分点。
5、地层能量稳定
区块转入注水开发后，地层能量一直保持在合理地层压力的80％以上，为油田持续稳定开发提供条件。
五、几点认识
1、精细油藏描述、精细油藏工程研究，是编制好开发方案的基础。
2、科学合理的好的开发方案编制是油田高效、高水平开发的关键。
3、适时注水、建立完善注采井网是油田恢复地层能量、提高水驱储量、提高开发效果的有效措施。
4、加强注采管理、协调注采关系、配套分层注水工艺及油井增产工艺技术提高油田开发效果的保障。
5、应用开发测井技术是提高油藏认识的重要技术手段。
参考文献：
［1］孙焕泉.胜利油区低渗透油藏提高采收率技术对策.油气地质与采收率，2002，9（2）：10-13
［2］才汝成,李阳,孙焕泉.油气藏工程方法与应用.山东东营：石油大学出版社，2002：283-298
［3］何秋轩，阮敏，王志伟.低渗非达西渗流的视渗透率及对油田开发的影响［R］.西安: 西安石油学院，2001
关键词：高压稀油中渗岩性油藏；精细描述；优化井网；分层注水；采收率
引言 王541沙三油藏在开发过程中形成的“以油藏评价为前提，精细描述为基础，开发方案为中心，注水为手段，配套应用现有工艺技术提高油藏开发水平”的低渗油藏的开发模式，取得显著效果。六年来采油速度保持在1.0％以上，自然递减控制在10%以内，地层压力水
平保持在合理地层压力的80％以上，达到并超出方案设计指标。
一、精细两项研究，优化部署井网
1、精细地质研究，深化储层认识
根据低渗油藏地质特点，建立完善了一整套适合低渗油藏精细描述技术流程，以地质为主体，综合地质、钻井取芯、地震测井、测试等资料，以沉积学、构造地质学、开发地质学、测井地质学、储层地震学油藏工程学等理论为指导，对区块进行了一体化研究，重点对储层进行了认识和评价，为下步优化井网部署奠定了基础。
2、精细油藏工程研究，优化井网部署
(1)油藏数值模拟，合理部署井网
①油藏数值模拟
根据本区砂体分布实际情况，参考相邻同类油藏的井网部署方式，选择两种井网进行油藏数值模拟。方案一：井网方式为四点法面积注水井网，设计油水井18口，其中油井12口，水井6口，注采井数比为1：2。方案二：井网方式為中部注水的五点法面积注水井网，共设计油水井数18口，其中油井12口，水井6口，注采井数比为1：2。
对比两方案十年开发指标，方案二略优于方案一。
②注采对应率及注水多向受效性研究
方案一注采对应率为92.4%，油井多向受效率89.6%；方案二注采对应率为85.8%，多向受效率为72.8%。方案一优于方案二。
③水驱储量控制程度评价
方案一水驱控制程度达89.5%；方案二为87.8%。方案一优于方案二。
④井网调整灵活性评价
方案二后期井网调整余地小，而方案一则考虑了地应力的变化，井网灵活。
(2)油藏工程研究，优化注采井距
综合测算，经济极限井距为210-230m，经济最佳井距为230-314m，技术极限井距为170-250m，因此取注采井距为200-250m。
综上所述，采用方案一四点法面积井网，注采井距为200-250m。设计油水井总数20口，油井13口，水井7口。
二、精细注水，提高注水开发效果
1、优化注水时机，恢复地层能量
为保持油藏压力水平，实施早注水。针对沙三储层非均质性严重以及井间采出状况差异，优化转注顺序。优先安排位于高渗透条带、累积产出多、地层亏空大的井。如2002年4月优先转注王542-3井，2个月后，对应油井王542-2产量由18.7t/d上升至26.9t/d。到2002年9月，原方案设计的7口油井已全部转注，区块地层能量明显恢复。
2、完善注采井网，提高多向水驱
随着2002年区块扩边方案的实施，局部区域井网不完善。王542-34井区依靠弹性能量开采，平均单井日液由初期25.6t/d降至13.2t/d,动液面下降784米。考虑主体井网部署，于2002年11月转注王542-34井，增加水驱储量25万吨。
至目前，王541沙三油藏共转注水井8口，日注水量283m3，注采比1.27，油藏注采对应率89.2%，其中两向以上注采对应率71.6%。统计共有12口油井见到效果，占总油井数的67.7%，累增油23756t。
3、精细注采管理，协调注采关系
王541沙三油藏共有注采井组7个，根据区域不同，开发状况不同，制定不同注采比。位于核部区域的井组，储层物性好，油井见效后易发生水窜。根据油藏工程测算，核部区域，注采比控制在0.8左右；而边部物性较差区域，为保障地层能量，注采比易放大在1.2-1.4之间。同时，我们加强动态跟踪分析，及时发现注水过程中暴露出的矛盾进行注采调配，最大限度地减缓平面矛盾，抑制含水上升速度。
4、优化分层注水技术，提高层间水驱动用潜力
受储层厚度和物性变化影响，纵向上层间吸水差异大，水驱不均衡。水井王542-3沙三中A层相对吸水量为78％，对应油井于2003年10月27日突然水淹，含水由45％突升到97％，液量上升到78t/d。为此水井下分层，单注沙三中B。15日后油井王542-2井含水迅速下降到54％。此后含水持续下降至41％，日油稳定在26t/d。止目前，实现分层注水4口，增加水驱控制储量18.7万吨。
上述开发动态调整工作的实施，在很大程度上缓解了开发过程中不断出现的平面、层间注采矛盾，有效地控制了含水上升速度和自然递减，确保产量稳定。
三、加强工艺配套，提高油井产能
长期以来，针对该类油藏能量差、压力传导慢、水质要求高、井深、供液能力差等问题，重点发展了水力压裂、水质精细过滤、高压注水、小泵深抽等配套技术系列，逐步形成适应于低渗透油藏开发工艺技术系列。
1、精细过滤，改善水质
为确保王541低渗油藏注上水、注好水，我们针对注水水质特点、区块地质要求，选择成熟、先进、可靠的精细处理新技术、新设备，确保水质达标。
2、水力压裂技术
根据地质方案论证，借鉴同类油藏开发经验，对区块渗透性较好的油井，采用宽短缝高砂比的设计思路，缝长规模为井距的1/4左右。对于物性较差、油层厚度较薄的油井，适当增加缝长，缝长规模为井距的1/3以上，以增大泄油面积，提高压裂效果。统计压裂措施8井次，平均单井增能8.9t/d。
3、酸化解堵技术
针对不同伤害机理，发展了强氧化剂解堵、低伤害酸解堵技术和降压增注效果较好的强氧化剂（CLO2）解堵技术，取得了一定的效果。统计生产井措施3井次，平均增能5.3t/d；注水井5井次，单井日注能力增加15m3/d，注入压力下降6.1MPa。
4、实施开发测井工作，挖掘剩余油潜力
受储层物性影响，平面水驱不均衡，部分油井受效快，出现水淹水窜。如油井王542-32卡封后，初增油能力5.5t/d，累增油1785t。
通过以上工作的实施，断块月注采比保持在1.0左右运行，达到方案要求。
四、油藏水驱效果评价
1、单元年产油能力连续三年达到并超过方案设计指标
02年-04年产油能力一直保持在7.5 x104t以上，远远超出方案设计指标，最高时达到11.6×104t，采油速度始终在1.02%以上运行。
2、油藏递减控制在较低范围内
区块注水开发以来，油藏递减一直小于9%运行，07年自然递减仅6.3%。
3、水驱储量控制程度高
油田水驱控制储量高达89.2%。
4、采收率较国内同类油藏高
利用经验公式计算采收率为27%，高出国内同类油藏高出4个百分点。
5、地层能量稳定
区块转入注水开发后，地层能量一直保持在合理地层压力的80％以上，为油田持续稳定开发提供条件。
五、几点认识
1、精细油藏描述、精细油藏工程研究，是编制好开发方案的基础。
2、科学合理的好的开发方案编制是油田高效、高水平开发的关键。
3、适时注水、建立完善注采井网是油田恢复地层能量、提高水驱储量、提高开发效果的有效措施。
4、加强注采管理、协调注采关系、配套分层注水工艺及油井增产工艺技术提高油田开发效果的保障。
5、应用开发测井技术是提高油藏认识的重要技术手段。
参考文献：
［1］孙焕泉.胜利油区低渗透油藏提高采收率技术对策.油气地质与采收率，2002，9（2）：10-13
［2］才汝成,李阳,孙焕泉.油气藏工程方法与应用.山东东营：石油大学出版社，2002：283-298
［3］何秋轩，阮敏，王志伟.低渗非达西渗流的视渗透率及对油田开发的影响［R］.西安: 西安石油学院，2001