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摘 要：坨28断块9-103砂层组位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造的胜三区西北部，西部与边水相接，为三角洲前缘亚相反韵律沉积。自1965年投入开发以来，共经历五个开发阶段，目前为高含水后期综合调整，打新井完善注采井网阶段。该区块非均质性强，层间差异大，套损井多导致开发效果逐年变差。为改善单元注采状况，提高储量动用程度，本文首先从剩余油分布入手，利用多种手段，分析剩余油富集规律，在此基础上探讨适合单元的提高采收率技术，实施了不稳定注水、调剖、流线调整等一系列的精细注采调整措施。通过注采调整牵引流线，达到均衡平面、层间注水，实现井组稳升。通过以上技术的实施，T28X9-10断块增加可采储量21万吨，采收率提高1.5%。
关键词：油藏；细分井网；水平井技术；人工仿边水驱；精细注采调整
1 前言
坨28断块9-103断块是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，油藏埋深2080-2213m，地层倾角2.6°构造幅度133m。边界断层4条，落差30-500m，内部断层8条，落差10-30m。该断块为三角洲前缘亚相反韵律沉积，分为两个砂组，5个小层，主力层91、102、103。91层大面积发育河口坝主体微相，只有在西南角发育河口坝前缘微相沉积，101全区发育远砂坝微相。储层岩性以粉砂、细砂、中-细砂岩为主，平均孔隙度24.37%，平均渗透率1.15um2，属于中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏。单元仅用一套井网开发，由于纵向渗透率差异大，最大渗透率级差为7.2，层系划分不适应，9砂组干扰10砂组动用，造成层间储量动用不均衡，目前采收率为35.9%，失控储量大。为此，提出了将原来一套开发层系细分为91、92、10砂组三套开发层系，10砂组实施三级细分，以减少层间干扰，最大限度地利用老井精细注采调整均衡流线提高储量动用。
2 开发状况评价
坨28下9-10断块含油面积4.0km2 ，地质储量1379×104t，储量主要集中在91、102、103层。其中，91层储量668×104t，占总储量的近一半，储量控制程度高，动用程度低水驱动用储量997×104t，由于注采失衡，水驱动用差的储量为437×104t。
2.1 井网评价指标。目前该断块91中部、南部井区套损井多，套损井共5口，占总井数的21%，导致现井网的储量控制程度低，现状未动用储量（卡封、无井控制）220×104t，占总储量的16.7%，注采对应率84.8%，双向以上注采对应率仅为39.7%，注采井数比1：1.18，注采比0.9。
2.2 剩余油潜力分析（1）层间分布状况。 91层采出程度高38%，但由于地质储量大，仍有414.16万吨剩余地质储量但含油饱和度最低，为37.1%；92、10砂组采出程度相对较低，均有一定的剩余地质储量； 92层含油饱和度最高，为42.4%，驱油效率高，在10砂组内部，101层较高，为39.4%，但总体上，10砂组剩余油饱和度差别相对较小。（2）平面分布状况。 91层边部含水93.5%和南部含水30.5%含水级别低，动用程度低剩余油富集；10南部含水90.5%含水级别低剩余油相对富集；（3）层内分布状况 。分析同一井区SNP监测资料，层内纵向剩余油分布相对稳定，表明剩余油在层内也是普遍分布。
2.3 水驱开发状况（1）注水状况。 91层系注采比0.81，北部井区渗透率高，启动压力低，动用程度高，含水上升快；中部井区注水量高，有效注采比最高，井网不完善，含水上升；南部井区注采比低，渗透率极低，动用程度低井网不完善能量下降。10层系注采比1.05，中部井区注水量最高，启动压力低，注采比高，含水上升快；南部井区注采比低，渗透率极低，启动压力低动用程度低井网不完善。（2）产液均衡状况。 从层间产液情况看，91产液能力较高，92产液能力最低，10砂组内部差别相对较小。主流线与非主流线矛盾导致平面注采不均衡，水驱控制程度低，同一井区液量相差较大，最大液量263.2方，而最小液量仅为32.7方，平面注采不均衡含水上升。由此看出坨28断块9-103砂层组为三角洲前缘亚相反韵律沉积的中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏具备一定的储量，目前存在层系划分不适应，层间干扰严重，注采失衡、失控储量大造成含水上升率高，影响进一步提高采收率。因此制定了综合调整方案，实施“两步走战略”，一方面深入推进9层系和10层系的分井网矢量化注采调整工作；实施产液结构调整，结合水井重分层、酸化、调剖、调配等措施逐步均衡地下流场，推进特高含水期地下流场再建，提高单元“三率”的目的。
3 均衡流场提高储量动用提高三率
3.1 组合调整均衡平面流场。采取针对性调整方式，进行组合注采调整，以达到均衡平面流线的目的。 （1）调剖与调配促动用。储层及井网特点：91中部井区累采累注高，动用程度高 ，井区注采流线不均衡水窜，稳产难度大。对水井 36XN049调剖。 调配：2013.12.15日对36XN049井外管改配200-100 效果：井区累积增油521吨，其中主流线上36420井受效显著，T28XJ1井含水上升得到控制，非主流线上37X79井受效不明显。（2）不稳定注水控含水，均衡平面流场驱替剩余油。
对一个稳定的注采系统，在正常注水条件下液流流线分布如图1所示，在注水井与油井连线的主流线上严重水淹，油井之间形成滞留区。采取不稳定注水可以有效的扩大波及，改善井区的水驱开发效果。对水井 35CP331实施不稳定注水。 效果：井区含水下降0.41%，日油增加2.1吨，其中主流线上36290井、3537井含水上升得以控制，非主流线3749后期见效，含水下降。
3.1.3及时治理问题水井，均衡平面流场，重分层驱替韵律层潜力 。实施强化分层注水，减缓层间干扰，均衡纵向驱替，提高分注率。35059检管开井后，对应油井恢复双向受效，液量恢复，强化分层注水驱替914韵律层潜力，含水下降显著含水下降0.8%，日油增加1.5吨，动液面恢复22米，注采比达到1.18。
3.2实施一体化精细注采调整，恢复地层能量。通过一体化精细注采调整提高分注率，挖潜剩余油，恢复地层能量。（1）水井重分层，增流线。101层西南井区累采油：1.287万吨，采出程度：28.6%，井区目前相当只采不注，井网不完善，能量下降，含水上升。对39109检管重分层，日液增加12方，日油增加1.9吨，液面恢复151米，注采比1.04。 （2）水井增注，强流线。102层西南井区累采油：6.462万吨，采出程度：31.5%，井区注采比1.24，井区平均粘度2048mPa.S，能量差，井区实施水井增注提高能量。对水井 38X136提水改配，对38925水井提水改配。井区含水下降1.5%，日油增加2.4吨，动液面上升245米。（3）水井酸化，保流线 。91层西南井区，井区平均粘度2462mPa.S，两口油井液面均测不出能量差， 对39109酸化91层。 油压由18.5MPa，降至3.9MPa。井区含水下降0.85%，日油增加1吨，动液面依然测不出，但主流线S3P17液量上升，功图变好。
4 效果评价
通过对T28X9-10断块的精细注采调整，平面层间矛盾有所缓解，完善了注采井网，使原本动用程度低的井区得到了有效的动用，精细注采调整20井次，累积增油量5.112*104t，注采对应率由93.6%提高到96.8%；分注率由55%提高到60%；层段合格率由82.3%提高到91.2%，增加（恢复）水驱储量18.6×104t提高了T28X9-10单元的开发效果。
5 结论
T28X9-10单元的已成功对电泵井井区实施了不稳定注水，但能量下降问题已日趋呈现，下一步提高不稳定注水上升期的注水量以保证能量不再下降；平面注采不均衡的重点井区因历史流线的形成仅仅通过精细注采调整不能更好的提高开发效果，下一步进行井区流线调整实验，实施油井液量提控相结合，对该井区水井进行整体调剖，控制产量递减，提高采收率。
参考文献
[1]孙焕泉.胜利油田不同类型油藏水驱采收率潜力分析，油气采收率技术，2000，7（1）：33-37
[2]李林祥.孤东油田小油砂体提高采收率技术，油气地质与采收率，2013，20（2）：67-70
关键词：油藏；细分井网；水平井技术；人工仿边水驱；精细注采调整
1 前言
坨28断块9-103断块是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，油藏埋深2080-2213m，地层倾角2.6°构造幅度133m。边界断层4条，落差30-500m，内部断层8条，落差10-30m。该断块为三角洲前缘亚相反韵律沉积，分为两个砂组，5个小层，主力层91、102、103。91层大面积发育河口坝主体微相，只有在西南角发育河口坝前缘微相沉积，101全区发育远砂坝微相。储层岩性以粉砂、细砂、中-细砂岩为主，平均孔隙度24.37%，平均渗透率1.15um2，属于中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏。单元仅用一套井网开发，由于纵向渗透率差异大，最大渗透率级差为7.2，层系划分不适应，9砂组干扰10砂组动用，造成层间储量动用不均衡，目前采收率为35.9%，失控储量大。为此，提出了将原来一套开发层系细分为91、92、10砂组三套开发层系，10砂组实施三级细分，以减少层间干扰，最大限度地利用老井精细注采调整均衡流线提高储量动用。
2 开发状况评价
坨28下9-10断块含油面积4.0km2 ，地质储量1379×104t，储量主要集中在91、102、103层。其中，91层储量668×104t，占总储量的近一半，储量控制程度高，动用程度低水驱动用储量997×104t，由于注采失衡，水驱动用差的储量为437×104t。
2.1 井网评价指标。目前该断块91中部、南部井区套损井多，套损井共5口，占总井数的21%，导致现井网的储量控制程度低，现状未动用储量（卡封、无井控制）220×104t，占总储量的16.7%，注采对应率84.8%，双向以上注采对应率仅为39.7%，注采井数比1：1.18，注采比0.9。
2.2 剩余油潜力分析（1）层间分布状况。 91层采出程度高38%，但由于地质储量大，仍有414.16万吨剩余地质储量但含油饱和度最低，为37.1%；92、10砂组采出程度相对较低，均有一定的剩余地质储量； 92层含油饱和度最高，为42.4%，驱油效率高，在10砂组内部，101层较高，为39.4%，但总体上，10砂组剩余油饱和度差别相对较小。（2）平面分布状况。 91层边部含水93.5%和南部含水30.5%含水级别低，动用程度低剩余油富集；10南部含水90.5%含水级别低剩余油相对富集；（3）层内分布状况 。分析同一井区SNP监测资料，层内纵向剩余油分布相对稳定，表明剩余油在层内也是普遍分布。
2.3 水驱开发状况（1）注水状况。 91层系注采比0.81，北部井区渗透率高，启动压力低，动用程度高，含水上升快；中部井区注水量高，有效注采比最高，井网不完善，含水上升；南部井区注采比低，渗透率极低，动用程度低井网不完善能量下降。10层系注采比1.05，中部井区注水量最高，启动压力低，注采比高，含水上升快；南部井区注采比低，渗透率极低，启动压力低动用程度低井网不完善。（2）产液均衡状况。 从层间产液情况看，91产液能力较高，92产液能力最低，10砂组内部差别相对较小。主流线与非主流线矛盾导致平面注采不均衡，水驱控制程度低，同一井区液量相差较大，最大液量263.2方，而最小液量仅为32.7方，平面注采不均衡含水上升。由此看出坨28断块9-103砂层组为三角洲前缘亚相反韵律沉积的中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏具备一定的储量，目前存在层系划分不适应，层间干扰严重，注采失衡、失控储量大造成含水上升率高，影响进一步提高采收率。因此制定了综合调整方案，实施“两步走战略”，一方面深入推进9层系和10层系的分井网矢量化注采调整工作；实施产液结构调整，结合水井重分层、酸化、调剖、调配等措施逐步均衡地下流场，推进特高含水期地下流场再建，提高单元“三率”的目的。
3 均衡流场提高储量动用提高三率
3.1 组合调整均衡平面流场。采取针对性调整方式，进行组合注采调整，以达到均衡平面流线的目的。 （1）调剖与调配促动用。储层及井网特点：91中部井区累采累注高，动用程度高 ，井区注采流线不均衡水窜，稳产难度大。对水井 36XN049调剖。 调配：2013.12.15日对36XN049井外管改配200-100 效果：井区累积增油521吨，其中主流线上36420井受效显著，T28XJ1井含水上升得到控制，非主流线上37X79井受效不明显。（2）不稳定注水控含水，均衡平面流场驱替剩余油。
对一个稳定的注采系统，在正常注水条件下液流流线分布如图1所示，在注水井与油井连线的主流线上严重水淹，油井之间形成滞留区。采取不稳定注水可以有效的扩大波及，改善井区的水驱开发效果。对水井 35CP331实施不稳定注水。 效果：井区含水下降0.41%，日油增加2.1吨，其中主流线上36290井、3537井含水上升得以控制，非主流线3749后期见效，含水下降。
3.1.3及时治理问题水井，均衡平面流场，重分层驱替韵律层潜力 。实施强化分层注水，减缓层间干扰，均衡纵向驱替，提高分注率。35059检管开井后，对应油井恢复双向受效，液量恢复，强化分层注水驱替914韵律层潜力，含水下降显著含水下降0.8%，日油增加1.5吨，动液面恢复22米，注采比达到1.18。
3.2实施一体化精细注采调整，恢复地层能量。通过一体化精细注采调整提高分注率，挖潜剩余油，恢复地层能量。（1）水井重分层，增流线。101层西南井区累采油：1.287万吨，采出程度：28.6%，井区目前相当只采不注，井网不完善，能量下降，含水上升。对39109检管重分层，日液增加12方，日油增加1.9吨，液面恢复151米，注采比1.04。 （2）水井增注，强流线。102层西南井区累采油：6.462万吨，采出程度：31.5%，井区注采比1.24，井区平均粘度2048mPa.S，能量差，井区实施水井增注提高能量。对水井 38X136提水改配，对38925水井提水改配。井区含水下降1.5%，日油增加2.4吨，动液面上升245米。（3）水井酸化，保流线 。91层西南井区，井区平均粘度2462mPa.S，两口油井液面均测不出能量差， 对39109酸化91层。 油压由18.5MPa，降至3.9MPa。井区含水下降0.85%，日油增加1吨，动液面依然测不出，但主流线S3P17液量上升，功图变好。
4 效果评价
通过对T28X9-10断块的精细注采调整，平面层间矛盾有所缓解，完善了注采井网，使原本动用程度低的井区得到了有效的动用，精细注采调整20井次，累积增油量5.112*104t，注采对应率由93.6%提高到96.8%；分注率由55%提高到60%；层段合格率由82.3%提高到91.2%，增加（恢复）水驱储量18.6×104t提高了T28X9-10单元的开发效果。
5 结论
T28X9-10单元的已成功对电泵井井区实施了不稳定注水，但能量下降问题已日趋呈现，下一步提高不稳定注水上升期的注水量以保证能量不再下降；平面注采不均衡的重点井区因历史流线的形成仅仅通过精细注采调整不能更好的提高开发效果，下一步进行井区流线调整实验，实施油井液量提控相结合，对该井区水井进行整体调剖，控制产量递减，提高采收率。
参考文献
[1]孙焕泉.胜利油田不同类型油藏水驱采收率潜力分析，油气采收率技术，2000，7（1）：33-37
[2]李林祥.孤东油田小油砂体提高采收率技术，油气地质与采收率，2013，20（2）：67-70