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摘 要：林樊家油田地处山东省滨州市尚店以西、里则镇以北，位于济阳凹陷与惠民凹陷之间的林樊家凸起东部偏南。其中林东馆三是具有边底水的稠油油藏，蒸汽吞吐是其主要的开发方式。本文分析了该区块油藏地质特征，开发现状，提出了提升开发效果的有效对策，并对实施效果进行评价。
关键词：林樊家油田；油藏特征；开发状况；开发对策；挖潜措施
1油藏基本概况
1.1 区域概况
林樊家油田地处山东省滨州市尚店以西、里则镇以北，位于济阳凹陷与惠民凹陷之间的林樊家凸起东部偏南。其中林东Ng3段1994年上报含油面积6.1km2，探明石油地质储量648×104t。
1.2 地质特征
林东地区地层自下而上为孔店组、东营组、馆陶组、明化镇组及第四系平原组，缺失沙河街组地层，馆陶组披覆在东营组之上。馆3段分为4个小层，其中Ng331、 Ng332是主力含油层，Ng342为次主力层。全区砂体间有稳定的夹层发育。
1.3 构造特征
林东地区地层西高东低，相对平缓（地层倾角1-2°），仅东部3、4号断层处相对陡，主要以不规则的凸起和断鼻为主。
1.4 储层特征
馆三段储层岩性主要是细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.16mm。矿物成熟度比较低。岩石颗粒磨圆度差，分选中等，风化蚀变程度中等，以颗粒支撑为主，接触关系为点接触，胶结类型为孔隙-接触式胶结。
1.5 流体特征
馆三段油层原油为普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固点的特点。地面原油密度平均0.9710g/cm3。50℃脱气原油粘度平均2464mPa.s。
1.6 温压系统
馆三段油层温度47～51℃，油层压力9.26～10.14MPa，属常温常压系统。
2主要工作及效果分析
2.1新区精细研究，新建接替产能
2010-2012年针对林东馆三开展精细地质研究与工艺攻关配套，编制产能建设方案，先后对Ng33动用建产，设计完钻水平井33口，采用蒸汽吞吐开发，初期平均单井产能达到16.8t/d，累建产能5.7×104t。
2018年利用单井钻、测、录资料，按照“单井-剖面-平面”三个层级对林东Ng34层研究储层平面发育情况，进行储层综合评价，在有效厚度大于3米的区域部署新井6口，采用水平井热采开发，新增动用含油面积0.51km2，储量30.1×104t。初期平均单井产能8t/d，新建产能0.85×104t。
2.2工艺技术攻关，稠油转周提质提效
2.2.1 边部井采用温敏凝胶和氮气协同堵水调剖
林东块自2013年以来使用氮气泡沫调整吸汽剖面，大部分井已进行过两轮调剖注汽。从转周效果上看，无论是从周期日油水平，还是从油汽比上看，周期效果逐渐变差。近两年对8口井实施了温敏凝胶复合堵调。与上周期对比，本周期复合堵调井注汽量有所降低，峰值日产油上升了0.5t/d，总体效果好于上周期。
2.2.2内部井采用多元热流体增能降粘
林东馆三内部油井采用多元热流体吞吐工艺1口，多元热流体采油技术实质上是一种利用气体 （N2、CO2）与蒸汽的协同效应，通过加热和气体溶解降粘、气体增压、气体扩大加热范围和减小热损失、气体辅助原油重力驱等综合机理来达到增产效果。从实施效果上看，试验井林7-平22井见油前排水天数由上周期的11天下降到本周期4天和排水量由上周期的247m3下降至本周期的56m3，峰值日油由上周期的5.6t/d上升至本周期的9.1t/d，见到了较好的试验效果。
2.2.3采用均匀注汽管柱提高注汽质量
针对笼统注汽条件下水平井段吸汽不均的情况，在水平井段的注汽管柱上增设多个注汽阀，通过注汽阀在注汽过程中对水平井段同时作用，达到提高水平段动用程度的目的。从实施效果上来看，试验井林7-平26井峰值日油由4.4t/d上升至11.3t/d，周期油汽比由上周期0.4上升至本周期1.0。
3 下步工作方向
3.1 动静态结合勤分析，深挖潜力控制递减
针对林东馆三油藏厚度薄、非均质性强的特点，综合测井、取芯等各项资料，深入开展区块沉积微相研究，逐步展开稠油建模数模工作，利用数值模拟技术研究剩余油分布状况，为区块高效开发奠定基础。同时工作中需要加强动态监测力度，依托定点温压测试、吸汽剖面测试、温压剖面测试、示踪剂测试、电磁探伤测试等结果，认清单井具体动用情况，认清单井井下管柱破损情况，认清油藏动态开发形势，指导林东馆三的开发调整。
3.2 攻关接替技术研究，探索稠油开发出路
针对林东馆三亏空大，内部能量不足，边水逐渐推进、吞吐效果逐渐变差的情况，坚持开展技术攻关，解区块开发的燃眉之急。下一步计划开展堵调技术、间歇性伴注氮气等技术攻关，探索新的高产模式，提高区块开发效果。
3.3 动用油水过渡带储量，增加经济可采储量
林东馆三区块剩余282.8×104t未动用储量主要位于油水过渡带，储量动用难度大。2017年针对未动用储量开展地质研究，发现早期认识的Ng33小层东部油水过渡带为1套砂体，层薄、底水易锥进，难以动用。实际可将Ng33小层可細分为2个独立砂体，且Ng331、 Ng332砂体之间有夹层发育， Ng331小层为纯油区，为落实Ng331东部产能部署评价井林7-平51，该井2016年7月冷采投产，峰值日油4.6t/d；2018年1月热采试验，注汽过程中压力下降，开井后含水上升至95%。虽然Ng331东部的产能是落实的，但是受开发方式限制Ng331东部86×104t储量难以动用。下步计划对评价井林7-平51井开展冷采降粘试验，试验成功后可部署新井6口，新增动用含油面积0.66 km2，新增动用储量35.4×104t。
参考文献：
[1]张继国，李安夏等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.中国石油大学出版社，2009：146-161
[2]鲍振兴，刘龙军. 东营凹陷林樊家地区馆陶组底部油气成藏条件. 江汉石油学院学报.2003， 12（25）： 24～ 26.
[3]李文静.林樊家油田东区Ng3段油藏合理开发方式研究. 科技信息.2014（11）：244
关键词：林樊家油田；油藏特征；开发状况；开发对策；挖潜措施
1油藏基本概况
1.1 区域概况
林樊家油田地处山东省滨州市尚店以西、里则镇以北，位于济阳凹陷与惠民凹陷之间的林樊家凸起东部偏南。其中林东Ng3段1994年上报含油面积6.1km2，探明石油地质储量648×104t。
1.2 地质特征
林东地区地层自下而上为孔店组、东营组、馆陶组、明化镇组及第四系平原组，缺失沙河街组地层，馆陶组披覆在东营组之上。馆3段分为4个小层，其中Ng331、 Ng332是主力含油层，Ng342为次主力层。全区砂体间有稳定的夹层发育。
1.3 构造特征
林东地区地层西高东低，相对平缓（地层倾角1-2°），仅东部3、4号断层处相对陡，主要以不规则的凸起和断鼻为主。
1.4 储层特征
馆三段储层岩性主要是细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.16mm。矿物成熟度比较低。岩石颗粒磨圆度差，分选中等，风化蚀变程度中等，以颗粒支撑为主，接触关系为点接触，胶结类型为孔隙-接触式胶结。
1.5 流体特征
馆三段油层原油为普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固点的特点。地面原油密度平均0.9710g/cm3。50℃脱气原油粘度平均2464mPa.s。
1.6 温压系统
馆三段油层温度47～51℃，油层压力9.26～10.14MPa，属常温常压系统。
2主要工作及效果分析
2.1新区精细研究，新建接替产能
2010-2012年针对林东馆三开展精细地质研究与工艺攻关配套，编制产能建设方案，先后对Ng33动用建产，设计完钻水平井33口，采用蒸汽吞吐开发，初期平均单井产能达到16.8t/d，累建产能5.7×104t。
2018年利用单井钻、测、录资料，按照“单井-剖面-平面”三个层级对林东Ng34层研究储层平面发育情况，进行储层综合评价，在有效厚度大于3米的区域部署新井6口，采用水平井热采开发，新增动用含油面积0.51km2，储量30.1×104t。初期平均单井产能8t/d，新建产能0.85×104t。
2.2工艺技术攻关，稠油转周提质提效
2.2.1 边部井采用温敏凝胶和氮气协同堵水调剖
林东块自2013年以来使用氮气泡沫调整吸汽剖面，大部分井已进行过两轮调剖注汽。从转周效果上看，无论是从周期日油水平，还是从油汽比上看，周期效果逐渐变差。近两年对8口井实施了温敏凝胶复合堵调。与上周期对比，本周期复合堵调井注汽量有所降低，峰值日产油上升了0.5t/d，总体效果好于上周期。
2.2.2内部井采用多元热流体增能降粘
林东馆三内部油井采用多元热流体吞吐工艺1口，多元热流体采油技术实质上是一种利用气体 （N2、CO2）与蒸汽的协同效应，通过加热和气体溶解降粘、气体增压、气体扩大加热范围和减小热损失、气体辅助原油重力驱等综合机理来达到增产效果。从实施效果上看，试验井林7-平22井见油前排水天数由上周期的11天下降到本周期4天和排水量由上周期的247m3下降至本周期的56m3，峰值日油由上周期的5.6t/d上升至本周期的9.1t/d，见到了较好的试验效果。
2.2.3采用均匀注汽管柱提高注汽质量
针对笼统注汽条件下水平井段吸汽不均的情况，在水平井段的注汽管柱上增设多个注汽阀，通过注汽阀在注汽过程中对水平井段同时作用，达到提高水平段动用程度的目的。从实施效果上来看，试验井林7-平26井峰值日油由4.4t/d上升至11.3t/d，周期油汽比由上周期0.4上升至本周期1.0。
3 下步工作方向
3.1 动静态结合勤分析，深挖潜力控制递减
针对林东馆三油藏厚度薄、非均质性强的特点，综合测井、取芯等各项资料，深入开展区块沉积微相研究，逐步展开稠油建模数模工作，利用数值模拟技术研究剩余油分布状况，为区块高效开发奠定基础。同时工作中需要加强动态监测力度，依托定点温压测试、吸汽剖面测试、温压剖面测试、示踪剂测试、电磁探伤测试等结果，认清单井具体动用情况，认清单井井下管柱破损情况，认清油藏动态开发形势，指导林东馆三的开发调整。
3.2 攻关接替技术研究，探索稠油开发出路
针对林东馆三亏空大，内部能量不足，边水逐渐推进、吞吐效果逐渐变差的情况，坚持开展技术攻关，解区块开发的燃眉之急。下一步计划开展堵调技术、间歇性伴注氮气等技术攻关，探索新的高产模式，提高区块开发效果。
3.3 动用油水过渡带储量，增加经济可采储量
林东馆三区块剩余282.8×104t未动用储量主要位于油水过渡带，储量动用难度大。2017年针对未动用储量开展地质研究，发现早期认识的Ng33小层东部油水过渡带为1套砂体，层薄、底水易锥进，难以动用。实际可将Ng33小层可細分为2个独立砂体，且Ng331、 Ng332砂体之间有夹层发育， Ng331小层为纯油区，为落实Ng331东部产能部署评价井林7-平51，该井2016年7月冷采投产，峰值日油4.6t/d；2018年1月热采试验，注汽过程中压力下降，开井后含水上升至95%。虽然Ng331东部的产能是落实的，但是受开发方式限制Ng331东部86×104t储量难以动用。下步计划对评价井林7-平51井开展冷采降粘试验，试验成功后可部署新井6口，新增动用含油面积0.66 km2，新增动用储量35.4×104t。
参考文献：
[1]张继国，李安夏等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.中国石油大学出版社，2009：146-161
[2]鲍振兴，刘龙军. 东营凹陷林樊家地区馆陶组底部油气成藏条件. 江汉石油学院学报.2003， 12（25）： 24～ 26.
[3]李文静.林樊家油田东区Ng3段油藏合理开发方式研究. 科技信息.2014（11）：244