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[摘要] 桩202块位于长堤油田的东南部，是一个受断层遮挡和地层不整合两个主要因素控制而形成的构造、地层不整合岩性油气藏。由于该区块投产时间早，开发时间长，具有开发层系复杂、非均质严重、油层埋藏深等特点，目前已进入特高含水期、低采油速度开发阶段。我们针对开发层系多、油水分布复杂的特点，在加强地质研究、精细油藏管理的基础上，细分注采井组，完善注采井网，通过提液、补孔等措施挖掘剩余油潜力，使桩202块的开发水平有了新的提高。
[关键词]开发层系复杂 特高含水 精细油藏管理 注采井网
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：
1.基本概况
桩202块位于长堤油田东南部，位于长堤潜山主体部分，北部是桩205块，东为桩303块，南为长堤油田的桩3断块。主力含油层系为S3、Mz，探明含油面积3.3km2，石油地质储量303万吨。标定采收率46.5%，可采储量141万吨。孔隙度18%，渗透率318x10-3um2，属中高渗油藏。
2.开发简历
桩202块自1983年9月投产，1987年12月转入注水开发，到目前进行了四次综合调整。23年的开发历程可划分为四个开发阶段。
2.1天然能量开采阶段（1983.9～1987.11）
该阶段为低含水试采期，单井产能高，这阶段从83年9月到87年11月历时50个月，油井由1口升至18口，日产液由39吨升至1489吨，油量由39噸升至1139吨，综合含水由0.5%升至23.5%，累计产油43.7117万吨，累计产水6.1004万方，阶段末综合含水23.5%。该阶段生产井点根据构造位置布置，采取不规则面积井网。阶段采出程度14.4%，采油速度13.7%，地层压力下降至23.84MPa，地层总压降1.99MPa。
2.2注水开发中低含水阶段（1987.12～1991.3）
该阶段投入大批新井，为大规模上产阶段，同时为确保地层有充足的能量，使之保持高产稳产，油井分期分批转注，低部位油井和内部局部高点陆续转注，油井停喷见水，采用机械抽油生产。不规则的注采井网一次完成。该阶段历时51个月，阶段末开油井10口，日产液535吨，日产油202吨，含水61.3%，阶段累计产油51.0542万吨，累计产水53.791万方，开水井12口，日注水1286方，月注采比1.82，累计注采比0.22。阶段采出程度17.2%，采油速度1.48%，地层压力24.84MPa，地层压力稳定。
2.3高含水期开发阶段（1991.3～1995.8）
该阶段为强注强采期，历时41个月，平面和层间的注采调整频繁，油井普遍進入高含水阶段，产能大幅度下降，阶段末开油井11口，日产液565吨，日产油60吨，含水89.4%，阶段累计产油8.2877万吨，累计产水656万吨，开水井9口，日注1268立方米，累计注水78.7143万方，月注采比2.2，累计注采比0.87。阶段采出程度1.7%，采油速度0.84%，地层压力25.24MPa，地层压力稳中有升。
2.4特高含水期（1995.9～目前）
该阶段油井普遍进入特高含水期，平面上水淹严重，区块产能急剧下降，对应的注水井在调整无效后也相继关井，采用降压开采生产。由于剩余油分散，油井特高含水，所以桩202块油水井利用率低，进入低速稳产阶段。
2.5开采现状：
目前油井总井15口，开14口，日产液1262吨，日产油24吨，含水98.1%，液面492米，开水井10口，日注水1187立方米，月注采比0.94，累计注采比0.74。截至到2013年11月累计产油244.34万吨，累计产水1055.18万吨，累计注水1168.07万立方米，采油速度0.15%，采出程度37.52%，采出可采储量的96.3%。整体处于特高含水、高采出程度、低采油速度开发阶段。
3重点井组
3.1桩202-11井组
在桩202-11井组位于桩3-202块中部地区。紧邻西北长堤大断层，构造复杂，储量相对较大，渗透率差异也较大（如图一）；该井组生产层位：S321、S322、S323，油井2口，水井2口，日产液量169.4吨，日产油量4.8吨，综合含水97.2%，日注量200 m3。
该井组由于北部水井的停住以及生产井多层合采，层间及平面矛盾突出，井组动液面日益加深由770米加深至943米，地层亏空日益加剧。通过对油水井地质条件、注采状况研究，对该井组进行转注完善注水井网补充地层能量，对水井注水调剖缓解层间矛盾等措施，动液面由950，米回升到650米，日产液量保持稳定，取得了较好的效果。油井桩202-12井受桩202-11井受对应水井桩202-11调剖影响，日产油量由2.2上升至5.8吨，综合含水由94.5%下降至92.6%，见效明显；桩202-21井受桩202-2分层注水以及桩202-11调剖影响，油量由4.6吨上升至5.6吨，综合含水由94.3%下降至93.1%，效果明显；可见注水井的分层注水以及调剖对该井组缓解层间差异效果明显，达到一定增产效果，有效的挖掘层间剩余油，提高井组采油速度。
3存在问题
3.1纵向上小层发育，层间差异大，层间干扰大
桩202块是一套砂、泥岩间互的碎屑岩含油层系，砂体在剖面上交互出现，层间非均质性严重。桩202块共发育四套开发层系，六个含油小层，低渗层的孔隙度17.0%，渗透率14 um2，高渗层的孔隙度20.3%，渗透率583.8um2。表现在油井上，多层合采时小层相互干扰，影响油井供液能力。
3.2注采对应率低，注采关系不完善
从小层数据看桩202块注采对应率较低，单向受效井仅10口，只注不采井18口，北部井区桩202-20井因套变停井，桩202-13井因地面受限停井等，区块注采关系不完善。
3.3油井参数小，井组采油速度低，开发效果较差
桩202块1983年投入开发，投产时间早，油井高含水关井较多，油井总井15口，开井14口，日产液量1300吨，日产油量23吨，综合含水98.2%，采油速度0.14，处于高含水低采速度开发，开发效果较差。通过对区块生产状况分析，桩202块注水时间早，部分注水井组地层能量补充较好，沉没度510米，具有提液潜力。
4下步措施
4.1 优化油井的生产参数，充分发挥油井产能
区块处于特高含水，低采油速度阶段，在注采关系对应好的井区地层能量充足，具有较好的提液潜力。
桩202-3：位于北部井区，长堤大断层附近，单采单注，目前日产液29.7吨，日产油1.2吨，综合含水95.8%，泵深1201米，液面857米，沉没度344米，功图正常，建议调参提液4.2*3-4.2*6。
桩202-12：位于中部井区，双向注水，目前日产液109吨，日产油3.0吨，综合含水97.3%，泵深1003米，液面669米，沉没度334米，功图正常，建议检换83泵提液。
4.2完善注采关系，补充地层能量，增加区块产能
桩202块水井因开发需要先后计关或转抽，注采关系不完善，在注采关系较为完善井区地层能力充足，生产状况良好，但是在注采井网损失或者注采对应率低的井区，液面下降幅度大，压降增大。桩202块原有的注采井网是符合开发需要的，继续完善注采关系，恢复注水，恢复损失的注采井网，补充地层能量，满足高速采液要求，充分发挥地层能量才能进一步提高油层动用程度和驱油效率。
（1）实施油井转注，完善桩202块供液不足区的注采关系。转注桩202-7，给桩202-3注水，双向受效完善井网；转注桩3-10，给桩202-23注水，双向注水完善井网。
（2）恢复注水，缓解油藏中部能量下降的现状。桩202-13恢复注水，补充桩202-5的地层能量
（3）加大测试监控力度，增加注水的有效率。桩202-2、桩202-11测吸水剖面，了解吸水状况，从而更好的进行注采调配，缓解层间矛盾。
[关键词]开发层系复杂 特高含水 精细油藏管理 注采井网
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：
1.基本概况
桩202块位于长堤油田东南部，位于长堤潜山主体部分，北部是桩205块，东为桩303块，南为长堤油田的桩3断块。主力含油层系为S3、Mz，探明含油面积3.3km2，石油地质储量303万吨。标定采收率46.5%，可采储量141万吨。孔隙度18%，渗透率318x10-3um2，属中高渗油藏。
2.开发简历
桩202块自1983年9月投产，1987年12月转入注水开发，到目前进行了四次综合调整。23年的开发历程可划分为四个开发阶段。
2.1天然能量开采阶段（1983.9～1987.11）
该阶段为低含水试采期，单井产能高，这阶段从83年9月到87年11月历时50个月，油井由1口升至18口，日产液由39吨升至1489吨，油量由39噸升至1139吨，综合含水由0.5%升至23.5%，累计产油43.7117万吨，累计产水6.1004万方，阶段末综合含水23.5%。该阶段生产井点根据构造位置布置，采取不规则面积井网。阶段采出程度14.4%，采油速度13.7%，地层压力下降至23.84MPa，地层总压降1.99MPa。
2.2注水开发中低含水阶段（1987.12～1991.3）
该阶段投入大批新井，为大规模上产阶段，同时为确保地层有充足的能量，使之保持高产稳产，油井分期分批转注，低部位油井和内部局部高点陆续转注，油井停喷见水，采用机械抽油生产。不规则的注采井网一次完成。该阶段历时51个月，阶段末开油井10口，日产液535吨，日产油202吨，含水61.3%，阶段累计产油51.0542万吨，累计产水53.791万方，开水井12口，日注水1286方，月注采比1.82，累计注采比0.22。阶段采出程度17.2%，采油速度1.48%，地层压力24.84MPa，地层压力稳定。
2.3高含水期开发阶段（1991.3～1995.8）
该阶段为强注强采期，历时41个月，平面和层间的注采调整频繁，油井普遍進入高含水阶段，产能大幅度下降，阶段末开油井11口，日产液565吨，日产油60吨，含水89.4%，阶段累计产油8.2877万吨，累计产水656万吨，开水井9口，日注1268立方米，累计注水78.7143万方，月注采比2.2，累计注采比0.87。阶段采出程度1.7%，采油速度0.84%，地层压力25.24MPa，地层压力稳中有升。
2.4特高含水期（1995.9～目前）
该阶段油井普遍进入特高含水期，平面上水淹严重，区块产能急剧下降，对应的注水井在调整无效后也相继关井，采用降压开采生产。由于剩余油分散，油井特高含水，所以桩202块油水井利用率低，进入低速稳产阶段。
2.5开采现状：
目前油井总井15口，开14口，日产液1262吨，日产油24吨，含水98.1%，液面492米，开水井10口，日注水1187立方米，月注采比0.94，累计注采比0.74。截至到2013年11月累计产油244.34万吨，累计产水1055.18万吨，累计注水1168.07万立方米，采油速度0.15%，采出程度37.52%，采出可采储量的96.3%。整体处于特高含水、高采出程度、低采油速度开发阶段。
3重点井组
3.1桩202-11井组
在桩202-11井组位于桩3-202块中部地区。紧邻西北长堤大断层，构造复杂，储量相对较大，渗透率差异也较大（如图一）；该井组生产层位：S321、S322、S323，油井2口，水井2口，日产液量169.4吨，日产油量4.8吨，综合含水97.2%，日注量200 m3。
该井组由于北部水井的停住以及生产井多层合采，层间及平面矛盾突出，井组动液面日益加深由770米加深至943米，地层亏空日益加剧。通过对油水井地质条件、注采状况研究，对该井组进行转注完善注水井网补充地层能量，对水井注水调剖缓解层间矛盾等措施，动液面由950，米回升到650米，日产液量保持稳定，取得了较好的效果。油井桩202-12井受桩202-11井受对应水井桩202-11调剖影响，日产油量由2.2上升至5.8吨，综合含水由94.5%下降至92.6%，见效明显；桩202-21井受桩202-2分层注水以及桩202-11调剖影响，油量由4.6吨上升至5.6吨，综合含水由94.3%下降至93.1%，效果明显；可见注水井的分层注水以及调剖对该井组缓解层间差异效果明显，达到一定增产效果，有效的挖掘层间剩余油，提高井组采油速度。
3存在问题
3.1纵向上小层发育，层间差异大，层间干扰大
桩202块是一套砂、泥岩间互的碎屑岩含油层系，砂体在剖面上交互出现，层间非均质性严重。桩202块共发育四套开发层系，六个含油小层，低渗层的孔隙度17.0%，渗透率14 um2，高渗层的孔隙度20.3%，渗透率583.8um2。表现在油井上，多层合采时小层相互干扰，影响油井供液能力。
3.2注采对应率低，注采关系不完善
从小层数据看桩202块注采对应率较低，单向受效井仅10口，只注不采井18口，北部井区桩202-20井因套变停井，桩202-13井因地面受限停井等，区块注采关系不完善。
3.3油井参数小，井组采油速度低，开发效果较差
桩202块1983年投入开发，投产时间早，油井高含水关井较多，油井总井15口，开井14口，日产液量1300吨，日产油量23吨，综合含水98.2%，采油速度0.14，处于高含水低采速度开发，开发效果较差。通过对区块生产状况分析，桩202块注水时间早，部分注水井组地层能量补充较好，沉没度510米，具有提液潜力。
4下步措施
4.1 优化油井的生产参数，充分发挥油井产能
区块处于特高含水，低采油速度阶段，在注采关系对应好的井区地层能量充足，具有较好的提液潜力。
桩202-3：位于北部井区，长堤大断层附近，单采单注，目前日产液29.7吨，日产油1.2吨，综合含水95.8%，泵深1201米，液面857米，沉没度344米，功图正常，建议调参提液4.2*3-4.2*6。
桩202-12：位于中部井区，双向注水，目前日产液109吨，日产油3.0吨，综合含水97.3%，泵深1003米，液面669米，沉没度334米，功图正常，建议检换83泵提液。
4.2完善注采关系，补充地层能量，增加区块产能
桩202块水井因开发需要先后计关或转抽，注采关系不完善，在注采关系较为完善井区地层能力充足，生产状况良好，但是在注采井网损失或者注采对应率低的井区，液面下降幅度大，压降增大。桩202块原有的注采井网是符合开发需要的，继续完善注采关系，恢复注水，恢复损失的注采井网，补充地层能量，满足高速采液要求，充分发挥地层能量才能进一步提高油层动用程度和驱油效率。
（1）实施油井转注，完善桩202块供液不足区的注采关系。转注桩202-7，给桩202-3注水，双向受效完善井网；转注桩3-10，给桩202-23注水，双向注水完善井网。
（2）恢复注水，缓解油藏中部能量下降的现状。桩202-13恢复注水，补充桩202-5的地层能量
（3）加大测试监控力度，增加注水的有效率。桩202-2、桩202-11测吸水剖面，了解吸水状况，从而更好的进行注采调配，缓解层间矛盾。