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摘 要：齐2-7-10块属于块状气顶底水油藏，目前面临高含水的开发后期，面对油井采油量低、开井率低、接近废弃的现状，近几年，在剩余油分布规律研究的基础上，合理部署挖潜工作，提高油藏最终采收率，改善油藏开发效果。
关键词：二次开发;提高采收率;块状底水油藏;高含水;剩余油;水平井
前言
齐2-7-10块为块状气顶底水油藏，近年来随着采出程度的提高，底水锥进造成油井水淹，井间形成大量剩余油。为进一步挖潜剩余油，利用数值模拟技术，建立了符合油藏实际的构造、属性模型。在研究剩余油分布规律的基础上，部署水平井、侧钻井等挖潜措施，实现区块上产，提高油藏采收率。对底水油藏高含水开发后期，认识剩余油分布规律及改善开发效果具有很好的参考和借鉴作用。
1油藏概况
齐2-7-10块位于欢喜岭油田东北部，该块含油面积2.0km2，石油地质储量365×104t，含气面积0.7km2（东高点），天然气地质储量1.85×108m3（东高点）。
开发目的层为下第三系沙河街组莲花油层，分为莲Ⅰ、莲Ⅱ、莲Ⅲ三个油层组，其中莲Ⅱ 砂体在全区广泛分布，是我们研究的主要目的层。孔隙度为21.8%，渗透率平均800×10-3μm2，泥质含量7～8%。属高孔高渗储层。原油性质较好，原油密度为0.9069g·cm-3，粘度31.35mPa·S，凝固点3.2℃.体积系数为1.267，汽油比为98m3/t[1]。油藏类型为块状气顶底水油藏。
2区块存在的主要矛盾
2.1 油藏边底水较活跃，直井开发底水锥进现象较严重
齐2-7-10块莲花油层边底水十分活跃，从而造成了底水由油水界面向油井射孔井段的迅速锥进，致使油井含水上升较快，大部分油井高含水或关井，严重影响油田开发效果。
2.2在现有的开发方式条件下井间剩余油难以有效动用
该区块油井水淹方式为底水锥进，全块油井几乎全部侧钻以挖掘锥间带剩余油，有的油井已进行2次甚至3次侧钻，剩余油分布较为零散。继续利用直井侧钻方式挖掘剩余油，井间剩余油难以有效动用，改善开发效果难度较大。
2.3油井利用率低，老井实施各项增产措施余地较小
根据剩余油分布认识，1994～2000年在微构造高点和锥间带进行了200m井网加密调整，并利用高含水井和套坏井进行了侧钻挖潜，统计期间加密井和侧钻井生产情况和电测解释资料，油水界面已整体上移至-1893m。油井水淹后，水锥半径达到50～100m，油井可侧钻空间很小，即使侧钻，底水很快锥进，采油期短，累积采油量减少，统计历年侧钻效果，在逐渐变差。由于是块状底水油藏，油层无隔层，堵水措施难以运用，效果也不理想。
3剩余油分布规律研究
3.1通过建立三维储层地质模型落实微构造
对齐2-7-10块莲花油层进行地质再认识，通过对完钻井资料重新认识，建立三维储层地质模型，利用所建的齐2-7-10块下莲花1组地质模型，我们可以清楚、直观地、逐单元、逐断块地进行研究分析，发现了以往二维图件所难以表达的微构造，给生产实践中所遇的矛盾以合理解释。通过三维地质模型的建立，确定该块存在4个微构造高点（图1）。（齐2-6-310、齐2-7-010、齐2-7-3009、齐2-8-009C2）根据生产井动态资料分析，认为剩余油经过重新聚集逐步运移到微构造高点附近，为剩余油富集区和下步潜力区。
3.3纵向上近井地带没有剩余油
齐2-7-10块在开发初期，因地层油水关系相对稳定，油井投产后，平面上和纵向上均不同程度降压，在底水未锥进时，油层整体压力下降，底水锥进油井见水，直致水淹，因底水压力高，而油层压力低，则底水起到把剩余油驱替远离油井，这样在纵向上近井地带没有剩余油，井间地带油层厚度大，存在大量剩余油。
3.4水淹状况
由于油层整体压力低于原始地层压力，底水整体上移，油水界面上升，从侧钻井资料来看，现阶段的油水界面已上升到-1893m同原始的油水界面（-1920m）相比上升了27m，分析顶部油层基本未水淹，下部油层低部位油层水淹严重。潜力层有效厚度为12.5m，主要分布在1-6层和7、8层高部位。通过计算得出该块单井水锥半径底面约为85m左右，大多数油井的水锥底面半径为80～100m，从目前的水锥半径同现阶段的井距来看，相邻油井水锥半径底面已经相连。
4主要挖潜工作
在研究剩余油分布的基础上，利用水平井技术、侧钻技术挖掘剩余油，改善区块开发效果。近两年在该块成功布水平井2口，侧钻井3口，累积增油4.219×104t。
4.1水平井技术
（1）部署水平井挖掘微构造高点及锥间带剩余油;平面上排驱面积大[4]，泄油区域大，抑制底水锥进;提高纵向水驱波及体积;能够提高油藏最终采收率。
（2）水平井段合理位置优选：水平段位置距油水界面越远，油井见水时间越晚。水平段在底水油藏中的合理位置在ZW=0.8h左右。齐2-平1井，油层厚度25m，水平段定为距油顶5m，距油水界面20m。
（3）水平井方位的优选⑷，主要考虑三个因素：首要考虑剩余油分布情况，保证在剩余油富集区部署;其次，水平井走向尽量与构造线平行，且与河道主流线呈一定角度;最后，为减少储层非均质性造成层内、层间干扰，水平井段尽量处于同一沉积微相内。
4.2侧钻技术
底水油藏早期主要利用侧钻技术挖掘锥间带剩余油，针对高含水开发后期，侧钻效果越来越差的矛盾，我们不断精细油藏描述，寻找有利的微构造高点部署侧钻井，同时，为了有效的抑制底水锥进速度，提高油藏开发效果，侧钻井避射厚度应达到65～70%;确定合理的工作制度，控制生产压差。
齐2-8-310C2井是部署在微构造高点的一口井，2006年5月完钻，位移90m，初期日产油23.5t，含水6%。目前日产油6.4t，含水68.1%。已累积增油3164t。
5、认识
（1）齐2-7-10块是块状气顶底水油藏，边底水活跃，随着开发时间的延长，地层压力不断下降，导致底水同油层的压差不断增加，最终底水锥进，油井水淹，平面上和縱向上油层动用程度差异较大，严重制约了油藏的整体开发效果。
（2）构造高部位水淹程度相对较低，直井井间含油饱和度较高、剩余油较富集，纵向采出程度由上到下逐渐增加。
（3）部署水平井见效明显，该块更适合打水平井开发，下步继续在该块4个重点区域开展微构造和剩余油分布研究，部署水平井，提高油藏采收率[5]。
参考文献
[1]俞启泰.关于剩余油研究的探讨[J].石油勘探与开发，1997，24920：46～50.
[2] 申友青，田平.碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究[J] .油气采收率技术，1994： 7～9.
[3]陈晓宇.水平井技术提高底水油藏采收率研究[J].特种油气藏，2007，14（增）：204～205.
[4] 张厚福.等.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1999：159～160.
[5] 万仁溥主编.采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2000：56～58.
关键词：二次开发;提高采收率;块状底水油藏;高含水;剩余油;水平井
前言
齐2-7-10块为块状气顶底水油藏，近年来随着采出程度的提高，底水锥进造成油井水淹，井间形成大量剩余油。为进一步挖潜剩余油，利用数值模拟技术，建立了符合油藏实际的构造、属性模型。在研究剩余油分布规律的基础上，部署水平井、侧钻井等挖潜措施，实现区块上产，提高油藏采收率。对底水油藏高含水开发后期，认识剩余油分布规律及改善开发效果具有很好的参考和借鉴作用。
1油藏概况
齐2-7-10块位于欢喜岭油田东北部，该块含油面积2.0km2，石油地质储量365×104t，含气面积0.7km2（东高点），天然气地质储量1.85×108m3（东高点）。
开发目的层为下第三系沙河街组莲花油层，分为莲Ⅰ、莲Ⅱ、莲Ⅲ三个油层组，其中莲Ⅱ 砂体在全区广泛分布，是我们研究的主要目的层。孔隙度为21.8%，渗透率平均800×10-3μm2，泥质含量7～8%。属高孔高渗储层。原油性质较好，原油密度为0.9069g·cm-3，粘度31.35mPa·S，凝固点3.2℃.体积系数为1.267，汽油比为98m3/t[1]。油藏类型为块状气顶底水油藏。
2区块存在的主要矛盾
2.1 油藏边底水较活跃，直井开发底水锥进现象较严重
齐2-7-10块莲花油层边底水十分活跃，从而造成了底水由油水界面向油井射孔井段的迅速锥进，致使油井含水上升较快，大部分油井高含水或关井，严重影响油田开发效果。
2.2在现有的开发方式条件下井间剩余油难以有效动用
该区块油井水淹方式为底水锥进，全块油井几乎全部侧钻以挖掘锥间带剩余油，有的油井已进行2次甚至3次侧钻，剩余油分布较为零散。继续利用直井侧钻方式挖掘剩余油，井间剩余油难以有效动用，改善开发效果难度较大。
2.3油井利用率低，老井实施各项增产措施余地较小
根据剩余油分布认识，1994～2000年在微构造高点和锥间带进行了200m井网加密调整，并利用高含水井和套坏井进行了侧钻挖潜，统计期间加密井和侧钻井生产情况和电测解释资料，油水界面已整体上移至-1893m。油井水淹后，水锥半径达到50～100m，油井可侧钻空间很小，即使侧钻，底水很快锥进，采油期短，累积采油量减少，统计历年侧钻效果，在逐渐变差。由于是块状底水油藏，油层无隔层，堵水措施难以运用，效果也不理想。
3剩余油分布规律研究
3.1通过建立三维储层地质模型落实微构造
对齐2-7-10块莲花油层进行地质再认识，通过对完钻井资料重新认识，建立三维储层地质模型，利用所建的齐2-7-10块下莲花1组地质模型，我们可以清楚、直观地、逐单元、逐断块地进行研究分析，发现了以往二维图件所难以表达的微构造，给生产实践中所遇的矛盾以合理解释。通过三维地质模型的建立，确定该块存在4个微构造高点（图1）。（齐2-6-310、齐2-7-010、齐2-7-3009、齐2-8-009C2）根据生产井动态资料分析，认为剩余油经过重新聚集逐步运移到微构造高点附近，为剩余油富集区和下步潜力区。
3.3纵向上近井地带没有剩余油
齐2-7-10块在开发初期，因地层油水关系相对稳定，油井投产后，平面上和纵向上均不同程度降压，在底水未锥进时，油层整体压力下降，底水锥进油井见水，直致水淹，因底水压力高，而油层压力低，则底水起到把剩余油驱替远离油井，这样在纵向上近井地带没有剩余油，井间地带油层厚度大，存在大量剩余油。
3.4水淹状况
由于油层整体压力低于原始地层压力，底水整体上移，油水界面上升，从侧钻井资料来看，现阶段的油水界面已上升到-1893m同原始的油水界面（-1920m）相比上升了27m，分析顶部油层基本未水淹，下部油层低部位油层水淹严重。潜力层有效厚度为12.5m，主要分布在1-6层和7、8层高部位。通过计算得出该块单井水锥半径底面约为85m左右，大多数油井的水锥底面半径为80～100m，从目前的水锥半径同现阶段的井距来看，相邻油井水锥半径底面已经相连。
4主要挖潜工作
在研究剩余油分布的基础上，利用水平井技术、侧钻技术挖掘剩余油，改善区块开发效果。近两年在该块成功布水平井2口，侧钻井3口，累积增油4.219×104t。
4.1水平井技术
（1）部署水平井挖掘微构造高点及锥间带剩余油;平面上排驱面积大[4]，泄油区域大，抑制底水锥进;提高纵向水驱波及体积;能够提高油藏最终采收率。
（2）水平井段合理位置优选：水平段位置距油水界面越远，油井见水时间越晚。水平段在底水油藏中的合理位置在ZW=0.8h左右。齐2-平1井，油层厚度25m，水平段定为距油顶5m，距油水界面20m。
（3）水平井方位的优选⑷，主要考虑三个因素：首要考虑剩余油分布情况，保证在剩余油富集区部署;其次，水平井走向尽量与构造线平行，且与河道主流线呈一定角度;最后，为减少储层非均质性造成层内、层间干扰，水平井段尽量处于同一沉积微相内。
4.2侧钻技术
底水油藏早期主要利用侧钻技术挖掘锥间带剩余油，针对高含水开发后期，侧钻效果越来越差的矛盾，我们不断精细油藏描述，寻找有利的微构造高点部署侧钻井，同时，为了有效的抑制底水锥进速度，提高油藏开发效果，侧钻井避射厚度应达到65～70%;确定合理的工作制度，控制生产压差。
齐2-8-310C2井是部署在微构造高点的一口井，2006年5月完钻，位移90m，初期日产油23.5t，含水6%。目前日产油6.4t，含水68.1%。已累积增油3164t。
5、认识
（1）齐2-7-10块是块状气顶底水油藏，边底水活跃，随着开发时间的延长，地层压力不断下降，导致底水同油层的压差不断增加，最终底水锥进，油井水淹，平面上和縱向上油层动用程度差异较大，严重制约了油藏的整体开发效果。
（2）构造高部位水淹程度相对较低，直井井间含油饱和度较高、剩余油较富集，纵向采出程度由上到下逐渐增加。
（3）部署水平井见效明显，该块更适合打水平井开发，下步继续在该块4个重点区域开展微构造和剩余油分布研究，部署水平井，提高油藏采收率[5]。
参考文献
[1]俞启泰.关于剩余油研究的探讨[J].石油勘探与开发，1997，24920：46～50.
[2] 申友青，田平.碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究[J] .油气采收率技术，1994： 7～9.
[3]陈晓宇.水平井技术提高底水油藏采收率研究[J].特种油气藏，2007，14（增）：204～205.
[4] 张厚福.等.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1999：159～160.
[5] 万仁溥主编.采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2000：56～58.