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1 油藏地质特点
1.1构造特征
孤岛油田为一大型的披覆背斜构造，其背斜构造的轴向与主干断层的方向一致为北东走向，研究区内馆1+2 披覆背斜构造的顶部在中一区内南部，构造顶部馆1+2底部埋深大约1158米左右。在披覆背斜的顶部馆1+2地层平缓，并由顶部向四周缓慢而逐渐地倾伏，到油田的周边（即西区西部和东区的东部）馆1+2地层变陡，倾角变大，地层倾伏加快。研究区内馆1+2发育有15条断层，这15条断层都对地层发育、砂体分布和油气聚集起控制作用，其中孤北大断层和孤南大断层断距大、延伸距离长，对孤岛油田馆1+2地层的发育起决定性作用;其它断层断距较小，延伸距离也较短。
1.2储层特征
馆1+2油层为河流相废弃河道和漫滩沉积，砂体呈条带状、土豆状零星分布，平面上和纵向上变化大（图1）。油层埋藏较浅，深度在1150-1240米之间，岩性为一套浅棕色、黑褐色的粉砂岩和粉细砂岩，自上而下岩性由粗变细，呈正韵律特征，粒度较细，平均为0.117mm，连通孔隙度為35.1%，平均空气渗透率为1.673×103um2，泥质含量为11%，胶结类型为接触―孔隙式和孔隙―接触式，胶结疏松，为泥质含量高的高孔隙度、高渗透油层
2 开发效果分析
2.1开发状况
馆1+2单元自1968年以后开始试油试采，获得了一定的工业油气流，但油井多为低产低效井，呈现出液面低、液量低、油量低、出砂严重等特征。1993年底在中30-8井区进行注水先导试验，取得了较好的开发效果，随后在油层厚度较大的八个连片井区实施注水开发，明显改善了馆1+2储量动用程度和开发效果。但由于馆1+2单元储层发育差、出砂严重，单元的采油速度和采收率仍然较低。
2.2影响开发效果的主要因素
①含油面积大，单个油砂体含油面积小，油层多而薄，储量分散
馆1+2含油面积37.2km2，占孤岛油田含油面积的近一半，从平面上看全油田各区均有油层分布，单个油砂体含油面积小，单个油砂体平均有效厚度只有3.0m，开发难度较大。
②油层胶结疏松，泥质含量高，油井生产时出砂严重
馆1+2油藏胶结物主要为泥质，胶结类型为接触孔隙式和孔隙接触式，胶结疏松。从试油结果来看，经常出现砂埋油层和油层坍塌现象。馆1+2试油的20口井口口出砂，其中严重出砂井占70%，而馆3-6试油严重出砂井仅占10%。
③地饱压差小，天然能量弱，弹性开采压力下降快，产能低
馆1+2砂层组原油饱和压力高，部分油砂体存在着气顶，为高饱和油藏。据渤18井试油时测得饱和压力为10.2MPa，地层压力为11.7MPa，地饱压差仅为1.5MPa。由于馆1+2油砂体小，埋藏浅，且均为封闭状，无边水能量补充，天然能量弱，单井产能低。油井生产时地层压力，动液面下降较快，造成油井产能递减快。
3 改善开发效果的主要做法
3.1开展储层精细评价，深化地质认识
要提高油藏的开发效果，首先必须深入了解油藏地质特征，只有对油藏特征的准确把握，才能为油藏的高效开发提供指导，因此我们深入展开了储层精细评价工作。对比油水井1350口，对比精度达到100m，纵向上划分为14个小层，绘制了每个小层的小层平面图，明确了各个小层的储层展布规律和油气水分布规律以及各个砂体之间的连通、组合关系;并以油砂体为单元，对每个油砂体为单元，对每个油砂体进行储量复算与分类，增强了对油藏的进一步认识。
3.2 建立潜力砂体筛选标准，明确潜力方向
通过对老井生产状况统计和认识，建立了馆1+2单元零散砂体潜力筛选标准，研究认为单砂体效厚大于2米，地质储量大于5万吨，单井才具有一定的产能。
3.3砂体分类治理，提高水驱开发效果
根据砂体连通状况、储量大小以及注采关系完善程度将Ng1+2单元砂体分成3类，分别采用不同的治理对策：
①含油面积大于0.2Km2，有效厚度大于2.5m的砂体采用200m井距不规则面积注采井网开发。由于馆1+2砂体分布零散，且平面上和纵向上分布极不均一，油砂体内沉积相、厚度和物性的差异明显，为了提高油砂体控制程度、充分发挥油水井生产潜力，对多种注采井网进行筛选，通过计算不规则井网水驱控制程度较高，中26-24井区和中30-8井区的水驱控制程度分别达到了87.6%和92.3%，主力油层均达到94%以上。通过对多种注采井网进行筛选，建立了和油砂体相对应的200m小井距不规则面积注采井网。
②含油面积大于0.05Km2，有效厚度大于2.5m的砂体以注采井组为单元注部署开发，建立一注一采或一注两采井网开发，通过注水补充地层能量来最大程度的提高砂体动用程度。
3.4采用水平井技术，挖潜零散砂体储量
水平井由于水平段长、控制含油面积大、控制储量大、单井产能高等优势，近年来在馆1+2单元取得很好的效果，成为挖潜薄层砂体的主要方式。分别在馆1+2单元条带状砂体、土豆状砂体、大砂体遍布区先后投产了25口水平井，初期平均单井产油达到12t，目前平均单井6.8t，是周围直井的3倍，累计产油12.2×104t。
通过以上治理对策，馆1+2单元的开发效果得到明显的改善，有效的控制了产量下滑趋势，自2010年以来年产油持续稳定在11×104t以上，2013年增加可采储量51万吨，采收率由14.5%增加到目前的16.3%，为孤岛油田的持续稳产做出较大贡献。
4 结论
砂体分类治理，最大限度的完善注采井网，使馆1+2单元零散、薄层砂体储量得到动用，地层能量得到恢复。
1.1构造特征
孤岛油田为一大型的披覆背斜构造，其背斜构造的轴向与主干断层的方向一致为北东走向，研究区内馆1+2 披覆背斜构造的顶部在中一区内南部，构造顶部馆1+2底部埋深大约1158米左右。在披覆背斜的顶部馆1+2地层平缓，并由顶部向四周缓慢而逐渐地倾伏，到油田的周边（即西区西部和东区的东部）馆1+2地层变陡，倾角变大，地层倾伏加快。研究区内馆1+2发育有15条断层，这15条断层都对地层发育、砂体分布和油气聚集起控制作用，其中孤北大断层和孤南大断层断距大、延伸距离长，对孤岛油田馆1+2地层的发育起决定性作用;其它断层断距较小，延伸距离也较短。
1.2储层特征
馆1+2油层为河流相废弃河道和漫滩沉积，砂体呈条带状、土豆状零星分布，平面上和纵向上变化大（图1）。油层埋藏较浅，深度在1150-1240米之间，岩性为一套浅棕色、黑褐色的粉砂岩和粉细砂岩，自上而下岩性由粗变细，呈正韵律特征，粒度较细，平均为0.117mm，连通孔隙度為35.1%，平均空气渗透率为1.673×103um2，泥质含量为11%，胶结类型为接触―孔隙式和孔隙―接触式，胶结疏松，为泥质含量高的高孔隙度、高渗透油层
2 开发效果分析
2.1开发状况
馆1+2单元自1968年以后开始试油试采，获得了一定的工业油气流，但油井多为低产低效井，呈现出液面低、液量低、油量低、出砂严重等特征。1993年底在中30-8井区进行注水先导试验，取得了较好的开发效果，随后在油层厚度较大的八个连片井区实施注水开发，明显改善了馆1+2储量动用程度和开发效果。但由于馆1+2单元储层发育差、出砂严重，单元的采油速度和采收率仍然较低。
2.2影响开发效果的主要因素
①含油面积大，单个油砂体含油面积小，油层多而薄，储量分散
馆1+2含油面积37.2km2，占孤岛油田含油面积的近一半，从平面上看全油田各区均有油层分布，单个油砂体含油面积小，单个油砂体平均有效厚度只有3.0m，开发难度较大。
②油层胶结疏松，泥质含量高，油井生产时出砂严重
馆1+2油藏胶结物主要为泥质，胶结类型为接触孔隙式和孔隙接触式，胶结疏松。从试油结果来看，经常出现砂埋油层和油层坍塌现象。馆1+2试油的20口井口口出砂，其中严重出砂井占70%，而馆3-6试油严重出砂井仅占10%。
③地饱压差小，天然能量弱，弹性开采压力下降快，产能低
馆1+2砂层组原油饱和压力高，部分油砂体存在着气顶，为高饱和油藏。据渤18井试油时测得饱和压力为10.2MPa，地层压力为11.7MPa，地饱压差仅为1.5MPa。由于馆1+2油砂体小，埋藏浅，且均为封闭状，无边水能量补充，天然能量弱，单井产能低。油井生产时地层压力，动液面下降较快，造成油井产能递减快。
3 改善开发效果的主要做法
3.1开展储层精细评价，深化地质认识
要提高油藏的开发效果，首先必须深入了解油藏地质特征，只有对油藏特征的准确把握，才能为油藏的高效开发提供指导，因此我们深入展开了储层精细评价工作。对比油水井1350口，对比精度达到100m，纵向上划分为14个小层，绘制了每个小层的小层平面图，明确了各个小层的储层展布规律和油气水分布规律以及各个砂体之间的连通、组合关系;并以油砂体为单元，对每个油砂体为单元，对每个油砂体进行储量复算与分类，增强了对油藏的进一步认识。
3.2 建立潜力砂体筛选标准，明确潜力方向
通过对老井生产状况统计和认识，建立了馆1+2单元零散砂体潜力筛选标准，研究认为单砂体效厚大于2米，地质储量大于5万吨，单井才具有一定的产能。
3.3砂体分类治理，提高水驱开发效果
根据砂体连通状况、储量大小以及注采关系完善程度将Ng1+2单元砂体分成3类，分别采用不同的治理对策：
①含油面积大于0.2Km2，有效厚度大于2.5m的砂体采用200m井距不规则面积注采井网开发。由于馆1+2砂体分布零散，且平面上和纵向上分布极不均一，油砂体内沉积相、厚度和物性的差异明显，为了提高油砂体控制程度、充分发挥油水井生产潜力，对多种注采井网进行筛选，通过计算不规则井网水驱控制程度较高，中26-24井区和中30-8井区的水驱控制程度分别达到了87.6%和92.3%，主力油层均达到94%以上。通过对多种注采井网进行筛选，建立了和油砂体相对应的200m小井距不规则面积注采井网。
②含油面积大于0.05Km2，有效厚度大于2.5m的砂体以注采井组为单元注部署开发，建立一注一采或一注两采井网开发，通过注水补充地层能量来最大程度的提高砂体动用程度。
3.4采用水平井技术，挖潜零散砂体储量
水平井由于水平段长、控制含油面积大、控制储量大、单井产能高等优势，近年来在馆1+2单元取得很好的效果，成为挖潜薄层砂体的主要方式。分别在馆1+2单元条带状砂体、土豆状砂体、大砂体遍布区先后投产了25口水平井，初期平均单井产油达到12t，目前平均单井6.8t，是周围直井的3倍，累计产油12.2×104t。
通过以上治理对策，馆1+2单元的开发效果得到明显的改善，有效的控制了产量下滑趋势，自2010年以来年产油持续稳定在11×104t以上，2013年增加可采储量51万吨，采收率由14.5%增加到目前的16.3%，为孤岛油田的持续稳产做出较大贡献。
4 结论
砂体分类治理，最大限度的完善注采井网，使馆1+2单元零散、薄层砂体储量得到动用，地层能量得到恢复。