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摘要：法哈牛块基本地质特征为断层多、构造复杂、油水关系复杂、含油层位多、井段长。储层表现为强非均质性。目前已经进入开发的中后期，储层动用程度逐渐升高，措施挖潜难度逐渐加大，开发管理难度较大。通过开展开发效果评价与分析，进一步分析地质特征及区块生产动态，提出合理科学的管理方式，提高采收率，实现油田的稳产。
关键词：开发效果；砂岩；连通系数；提高采收率；评价
1 概况
法哈牛油田構造位置在下辽河坳陷大民屯凹陷东部的法哈牛——边台断阶带中段的法哈牛背斜构造上。法哈牛块构造是在基岩隆起基础上，长期发育的复杂断裂背斜构造。该区发育北北西-北北东向和近东西向两组、大小共16条断层，断裂异常发育，走向弯曲。主要含油层为S3，为构造岩性油藏，油水关系比较复杂。法哈牛块储层岩性由砾状砂岩―粉砂岩等不同粒级碎屑岩构成，主要以中砂岩、含砾中砂岩为主。储层平面上北部物性好于南部，纵向上储层物性随埋藏深度增加而变差，s32物性好于s33物性，s34物性最差。
2.开发效果评价
2.1采收率评价
水驱采收率的大小是评价油田注水开发效果好坏的重要指标。应用水驱驱替特征曲线法、递减曲线法、经验公式法、数值模拟法预测了三个块水驱采收率，最终确定法101块水驱采收率为23.81%，法21块水驱采收率为26.53%，法1块水驱采收率为21.73%。
2.2综合含水评价
应用综合含水与采出程度关系曲线，衡量在目前的开采条件下，含水是否正常以及不同开发阶段开发效果的好坏。油藏实际含水率及童氏图版法理论含水率与采出程度的关系曲线表明法101块含水率一直围绕采收率为30%的标准曲线上下波动，而采出程度为11%后，含水上升速度很快，按照目前的开采趋势，油藏水驱采收率应在22%左右；法21块的初期含水率一直围绕35%的标准曲线上下波动，含水在6.49%-7.95%期间上升速度很快，之后含水率围绕30%的标准曲线波动，按照目前的开采趋势，油藏最终采收率应在28%左右。
2.3 注水波及体积评价
注水波及体积的大小，不仅反映了油田非均质特点对注水开发效果的影响，同时也反映了开发层系、井网、注水方式及工艺措施与油田地质的适应程度。当调整井在断块分布均匀时，调整井的水淹厚度占总厚度的比值可作为注水波及体积系数。
根据2000-2014年的25口新井及侧钻井的电测解释，共解释厚度1981.5m/560层，水淹层比例达55.2%，其中中水淹层为19.62%，强水淹为14.44%。说明该块注水效果不均匀，地层非均质性强，但注水波及体积逐年增大，新井钻遇新层较多，有一定的层间挖潜潜力，但挖潜效果逐年变差。
2.4 注采井数比评价
根据法101块、法21块及法1块相渗曲线，计算出不同开发阶段合理注采井数比（图2-2）。由图可以看出，在不同含水阶段，法101块实际总注采井数比和实际开井注采井数比都高于合理注采井数比，说明该块注采系统完善；法21块实际总注采井数比和实际开井注采井数比都低于合理注采井数比，说明该块注采系统不完善；法1块前期实际总注采井数比和实际开井注采井数比都高于合理注采井数比，说明前期该块注采系统完善，含水80%后开井的注采井数比低于合理注采井数比，需进行注采井网调整。
2.5. 注采压力系统评价
根据法54-46井破裂压力为36MPa。从压力上看，为达到目前的注入量，注水井井底流压已达到破裂压力，即压力系统也是不合理的。因此，若要达到注采平衡，一是降低单井日注量，二是加大生产井的排液量。
2.6 储层动用程度评价
（1）用射开厚度分析储量动用状况
以电测解释资料为基础，统计了含油面积内267口井的电测解释结果分析油层动用状况。
（2）吸水产液剖面分析
法哈牛块历年吸水剖面测试资料较多，不同开发阶段吸水剖面的变化较大，从统计结果中看出，部分主力小层吸水厚度占总厚度的70%以上，证明其储量动用程度较高，而非主力小层吸水厚度占总厚度的30%以下，有的甚至于不吸水，说明各小层储量动用不均衡，纵向上储层非均质性严重，导致总体储量动用程度低。
（3）砂体连通状况分析
法哈牛块井网分布不均匀，局部最密处井距约为110m，最大井距为200m。对法101、法1块和法21块各小层的砂体连通状况进行统计，在110m小井距下三个块的连通系数分别为49.78%，45.08%，43.26%，在210m井距下三个块的连通系数分别为34.93%，33.00%，31.15%。各块主力小层砂体连通在110m井距下可达到60%以上。由此可见，目前井网密度下区块砂体连通系数仍很低，需局部加密调整以提高储层的连通性。
3结论
通过对法哈牛块进行开发效果评价，提出以下增产措施。（1）由于目前井网密度下区块砂体连通系数仍很低，可局部加密，进行侧钻挖潜剩余油气，提高区块采油速度，提高储层连通；（2）开展水井动态调配，对注不进的注水井应进一步采取酸化措施，并注意注入水质要达到标准，避免堵塞地层提高水驱控制程度；（3）该块注水效果不均匀，地层非均质性强，新井钻遇新层较多，有一定的层间挖潜潜力，开展水井调剖工作，提高水驱波及范围。
参考文献：
[1] 单宇. 高6断块开发效果评价及提高开发效果技术研究 [D]. 燕山大学. 2011
[2] 陈晨. 复杂断块油藏剩余油描述与分布规律研究 [D]. 西安石油大学. 2014.
[3] 王中华. 萨中开发区开发效果及开发调整研究 [D]. 东北石油大学. 2010
[4] 许胜洋. 水驱砂岩油藏提液改善开发效果机理研究 [D]. 燕山大学. 2011
[5] 初伟. 塔中4油田开发效果评价 [D]. 大庆石油学院. 2009
关键词：开发效果；砂岩；连通系数；提高采收率；评价
1 概况
法哈牛油田構造位置在下辽河坳陷大民屯凹陷东部的法哈牛——边台断阶带中段的法哈牛背斜构造上。法哈牛块构造是在基岩隆起基础上，长期发育的复杂断裂背斜构造。该区发育北北西-北北东向和近东西向两组、大小共16条断层，断裂异常发育，走向弯曲。主要含油层为S3，为构造岩性油藏，油水关系比较复杂。法哈牛块储层岩性由砾状砂岩―粉砂岩等不同粒级碎屑岩构成，主要以中砂岩、含砾中砂岩为主。储层平面上北部物性好于南部，纵向上储层物性随埋藏深度增加而变差，s32物性好于s33物性，s34物性最差。
2.开发效果评价
2.1采收率评价
水驱采收率的大小是评价油田注水开发效果好坏的重要指标。应用水驱驱替特征曲线法、递减曲线法、经验公式法、数值模拟法预测了三个块水驱采收率，最终确定法101块水驱采收率为23.81%，法21块水驱采收率为26.53%，法1块水驱采收率为21.73%。
2.2综合含水评价
应用综合含水与采出程度关系曲线，衡量在目前的开采条件下，含水是否正常以及不同开发阶段开发效果的好坏。油藏实际含水率及童氏图版法理论含水率与采出程度的关系曲线表明法101块含水率一直围绕采收率为30%的标准曲线上下波动，而采出程度为11%后，含水上升速度很快，按照目前的开采趋势，油藏水驱采收率应在22%左右；法21块的初期含水率一直围绕35%的标准曲线上下波动，含水在6.49%-7.95%期间上升速度很快，之后含水率围绕30%的标准曲线波动，按照目前的开采趋势，油藏最终采收率应在28%左右。
2.3 注水波及体积评价
注水波及体积的大小，不仅反映了油田非均质特点对注水开发效果的影响，同时也反映了开发层系、井网、注水方式及工艺措施与油田地质的适应程度。当调整井在断块分布均匀时，调整井的水淹厚度占总厚度的比值可作为注水波及体积系数。
根据2000-2014年的25口新井及侧钻井的电测解释，共解释厚度1981.5m/560层，水淹层比例达55.2%，其中中水淹层为19.62%，强水淹为14.44%。说明该块注水效果不均匀，地层非均质性强，但注水波及体积逐年增大，新井钻遇新层较多，有一定的层间挖潜潜力，但挖潜效果逐年变差。
2.4 注采井数比评价
根据法101块、法21块及法1块相渗曲线，计算出不同开发阶段合理注采井数比（图2-2）。由图可以看出，在不同含水阶段，法101块实际总注采井数比和实际开井注采井数比都高于合理注采井数比，说明该块注采系统完善；法21块实际总注采井数比和实际开井注采井数比都低于合理注采井数比，说明该块注采系统不完善；法1块前期实际总注采井数比和实际开井注采井数比都高于合理注采井数比，说明前期该块注采系统完善，含水80%后开井的注采井数比低于合理注采井数比，需进行注采井网调整。
2.5. 注采压力系统评价
根据法54-46井破裂压力为36MPa。从压力上看，为达到目前的注入量，注水井井底流压已达到破裂压力，即压力系统也是不合理的。因此，若要达到注采平衡，一是降低单井日注量，二是加大生产井的排液量。
2.6 储层动用程度评价
（1）用射开厚度分析储量动用状况
以电测解释资料为基础，统计了含油面积内267口井的电测解释结果分析油层动用状况。
（2）吸水产液剖面分析
法哈牛块历年吸水剖面测试资料较多，不同开发阶段吸水剖面的变化较大，从统计结果中看出，部分主力小层吸水厚度占总厚度的70%以上，证明其储量动用程度较高，而非主力小层吸水厚度占总厚度的30%以下，有的甚至于不吸水，说明各小层储量动用不均衡，纵向上储层非均质性严重，导致总体储量动用程度低。
（3）砂体连通状况分析
法哈牛块井网分布不均匀，局部最密处井距约为110m，最大井距为200m。对法101、法1块和法21块各小层的砂体连通状况进行统计，在110m小井距下三个块的连通系数分别为49.78%，45.08%，43.26%，在210m井距下三个块的连通系数分别为34.93%，33.00%，31.15%。各块主力小层砂体连通在110m井距下可达到60%以上。由此可见，目前井网密度下区块砂体连通系数仍很低，需局部加密调整以提高储层的连通性。
3结论
通过对法哈牛块进行开发效果评价，提出以下增产措施。（1）由于目前井网密度下区块砂体连通系数仍很低，可局部加密，进行侧钻挖潜剩余油气，提高区块采油速度，提高储层连通；（2）开展水井动态调配，对注不进的注水井应进一步采取酸化措施，并注意注入水质要达到标准，避免堵塞地层提高水驱控制程度；（3）该块注水效果不均匀，地层非均质性强，新井钻遇新层较多，有一定的层间挖潜潜力，开展水井调剖工作，提高水驱波及范围。
参考文献：
[1] 单宇. 高6断块开发效果评价及提高开发效果技术研究 [D]. 燕山大学. 2011
[2] 陈晨. 复杂断块油藏剩余油描述与分布规律研究 [D]. 西安石油大学. 2014.
[3] 王中华. 萨中开发区开发效果及开发调整研究 [D]. 东北石油大学. 2010
[4] 许胜洋. 水驱砂岩油藏提液改善开发效果机理研究 [D]. 燕山大学. 2011
[5] 初伟. 塔中4油田开发效果评价 [D]. 大庆石油学院. 2009